Intégration au réseau

Le but de cette étude est de déterminer l’intégration de la STEP marine au réseau électrique français et doit permettre de déterminer la puissance et l’énergie stockée que la STEP marine devra être capable d’atteindre. Ces critères seront déterminants dans notre projet et seront des critères de dimensionnement pour le binôme 2. Toutefois, l’énergie stockée dépendra également de l’espace disponible sur le site, puisque qu'elle correspond grossièrement au volume d’eau stockée. Ces critères seront réexaminés une fois que le coût global de ce projet aura été déterminé.

Cette étude permettra également de réaffirmer l’utilité et les avantages que peut représenter une STEP marine. En effet, le contexte énergétique français actuel entraîne un besoin fort en stockage d’énergie et ce besoin devrait être de plus en plus fort dans les années à venir. Ceci s’explique par une demande croissante en électricité, notamment lors des pointes de consommation, et par une volonté socio-politique de se tourner vers les énergies vertes qui sont par nature intermittentes.

L’électricité est une énergie qui ne se stocke pas en grande quantité à la différence des énergies primaires comme le gaz, le pétrole ou le charbon. Il est cependant possible de convertir l’électricité en d’autres sortes d’énergies intermédiaires et stockables comme l’énergie chimique, thermique, cinétique et potentielle. Ce principe de conversion de l’électricité en énergie potentielle est repris dans le principe de la STEP marine. Cette méthode de stockage possède un rendement énergétique assez élevé ($\frac{Puissance\ électrique\ reçue}{Puissance\ électrique\ fournie}\thickapprox 80\%$ sur une STEP classique) et permet une disponibilité rapide et éventuellement flexible (cela dépend du nombre de groupe turbine-pompe installé) de forte puissance électrique. En effet, une STEP délivre sa puissance maximale en 30 min maximum si une inversion de mode (turbine vers pompe ou pompe vers turbine) est nécessaire, 2 min sinon. La particularité d’une STEP marine est de s’affranchir de problème de ressource en eau du bassin inférieur pouvant survenir sur une STEP classique puisque le bassin inférieur est la mer.

Ainsi, les objectifs principaux soulevés par ce projet sont de pouvoir répondre au problème du développement des énergies intermittentes comme l’éolien ou le solaire et d’apporter des moyens supplémentaires au réseau pour répondre aux pics de demande. Le site retenu étant sur la commune d’Élétot en Haute-Normandie, l’intégration au réseau doit tenir compte de cette position géographique. Pour rappel, ce site a été choisi pour sa proximité avec la centrale nucléaire de Paluel et avec les champs éoliens off-shore en projet au large des côtes Normandes (voir choix du site).

Cette étude d’intégration au réseau de notre projet de STEP marine consiste, tout d’abord, à étudier la faisabilité du raccordement de la STEP marine au réseau haute tension français. Ensuite, le projet de champ éolien off-shore au large des côtes normandes sera étudié pour évaluer les besoins en stockage pour ces nouvelles sources d’énergie intermittente. Enfin, une étude sur les pics de demande sur le réseau et leur prévision sera menée afin de déterminer le manque de moyen pour répondre à ces pointes éventuellement nécessaires compte-tenu de la position géographique du site.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

Raccordement au réseau électrique français

Le réseau électrique français est composé de plusieurs lignes que l’on distingue selon leurs fonctions. Le réseau de transport composé de lignes à haute tension (400 kV) a pour but de relier les grands centres de production aux régions consommatrices d’électricité, et est géré en France par RTE (Réseau de Transport d'Electricité, entreprise française qui gère le réseau public d'électricité en France métropolitaine). C’est également ce réseau qui permet les interconnexions avec les pays voisins de la France (Belgique, Allemagne, Suisse, Italie, Espagne et Royaume-Uni). D’autres lignes de plus faibles tensions (225, 90 et 63 kV), gérées également par RTE, permettent une répartition régionale jusqu’aux réseaux de distribution à moyenne tension (20 kV), ainsi qu’aux grandes industries. Ces réseaux de distribution moyenne tension et les réseaux de basse tension sont eux gérés par ErDF, et assurent le raccordement aux particuliers, entreprises et autres industries.

Dans le cadre d’un projet de STEP marine de plusieurs centaines de mégawatts, le raccordement doit se faire au réseau de transport de lignes à haute tension 400 kV permettant de minimiser les pertes en lignes. Elles sont proportionnelles au carré de l’intensité en ligne, intensité électrique qui pour une puissance donnée sera d’autant plus faible que la tension électrique est élevée:

$$p=rt I^{2}$$
p: perte de la ligne en watt
rt: résistance totale de la ligne en ohm
I: l'intensité électrique en ampère
$$P=V I$$
P: puissance électrique transportée en watt
V: tension électrique en volt

Le site d'Élétot a été choisi en partie pour sa proximité avec le centre nucléaire de production électrique de Paluel (17,4 km de distance) qui est évidemment raccordé à ce réseau 400 kV. Ainsi, le raccordement ne devrait pas être trop coûteux pour RTE à qui revient la charge de raccorder les moyens de production. Le producteur contribue également en partie au financement de raccordement et cela sera également un avantage pour lui.

Participation du producteur aux frais de raccordement RTE

Une autre question soulevée par l’introduction sur le réseau de plusieurs centaines de mégawatts, est la capacité de ce réseau à absorber cette puissance supplémentaire. La carte des potentiels de raccordement 400 kV pour la France ci-dessous indique le volume en file d’attente de raccordement et le potentiel de raccordement pour 26 zones. Ces zones ont été découpées selon des frontières sur lesquelles se trouvent les ouvrages du réseau les plus sensibles à une arrivée de production sur le territoire français et dont la capacité de transit serait dépassée en cas d’arrivée massive de production. Pour la zone de raccordement correspondant au site retenu pour le projet de STEP marine, le volume en file d’attente est de 1 250 MW (projet éolien offshore) et le potentiel de raccordement additionnel est de 2 000 MW (ce potentiel prend en compte le volume en file d’attente). Ainsi, un potentiel de 2 000 MW de raccordement est à priori envisageable sans nécessiter de renforcement du réseau préalable ce qui est très suffisant pour le projet de STEP marine.

 

Carte de France représentant les potentiels de raccordement au réseau 400 kV
 
Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

Projets de champs éoliens offshore

Parmi toutes les énergies renouvelables, l’énergie éolienne est l’une des plus intéressantes actuellement en France, notre pays disposant de gisements importants et bien répartis géographiquement. De plus, la technologie éolienne s’est fortement développée depuis plus de 20 ans puisque des pays comme le Danemark ou l’Allemagne se sont massivement tournés vers l’énergie éolienne, notamment, en ce qui concerne ce dernier, pour sortir du nucléaire. Cependant, plusieurs obstacles s’opposent au développement massif de l’éolien. Tout d’abord, le coût du mégawatt produit est l’un des plus élevés parmi les différents moyens de production électriques ce qui rend l’éolien peu rentable. Toutefois parmi les énergies renouvelables (hors hydroélectricité), c’est l’énergie la plus compétitive. Cette rentabilité faible s’explique par la prédiction difficile du vent et par l’intermittence de cette énergie, avec une production pendant un tiers de l’année pour les meilleurs gisements. D’autre part, les pollutions visuelle et sonore représentent également un frein.

Deux types d’éolien sont à distinguer : l’éolien onshore et l’éolien offshore. Pour le premier type, il s’agit d’énergie éolienne produite exclusivement sur terre par opposition au deuxième type dont la production se fait en mer, le plus souvent au large des côtes. L’éolien onshore s’est bien développé en France grâce à différentes actions incitatives et ce même s'il reste encore de nombreux gisements encore inexploités. En revanche, l’éolien offshore est encore inexploité à l’heure actuelle, alors que la France possède théoriquement le deuxième potentiel européen (après le Royaume-Uni) avec une estimation de 40 GW de puissance potentielle. L’éolien offshore permet en outre de produire plus et plus souvent que l’éolien onshore, puisque les vents en mer sont plus puissants et plus constants que sur terre. Ainsi, le facteur de charge, qui est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produit si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période (souvent l’année), est en moyenne d’environ 35 % pour l’éolien offshore contre environ 20 % pour l’éolien onshore. En outre, les problèmes de pollutions visuelle et sonore sont beaucoup moins importants voire nulles avec l’éolien offshore, puisque les éoliennes sont installées au large (distance des côtes supérieure à 10 km).

À gauche: Carte des gisements éoliens en mer autour de l'Europe (Source : windatlas)
À droite: Carte des potentiels éoliens en France (Source : sylvidra)

En revanche, les coûts de construction et d’entretien sont plus importants pour l’éolien off-shore. Ainsi, seuls des investissements publics ont pu conduire à l’aboutissement de projet éolien offshore en France. En effet, un appel d’offre sur 5 parcs éoliens offshore, au large des côtes normandes, bretonnes et vendéennes, a été lancé en 2011 avec un objectif de puissance de 2 000 à 3 000 MW. Ils ont été attribués en 2012 pour 4 d’entre eux à deux consortium : Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer et Fécamp pour le consortium EDF EN (Energies Nouvelles), Alstom et Dong Energy (électricien danois spécialisé entre autres dans l’éolien), et Saint-Brieuc au consortium Iberdrola Renovables (électricien espagnol spécialisé dans l’éolien) et AREVA. Le dernier champ du Tréport n’a pas été attribué. Ainsi, c’est environ 2000 MW d’énergie intermittente qui devront être intégrés au réseau national d’ici 2020. De plus, un deuxième appel d’offre a été lancé début 2013 portant sur le champ du Tréport et un nouveau champ au large de l’Ile de Noirmoutier (Vendée). Ce nouvel appel d'offre devrait rajouter 1 000 MW d’énergie intermittente à ce total.

Carte des appels d'offres attribués le 6 avril 2012

Le problème de l’intégration au réseau de ces énergies intermittentes va se poser pour RTE. En Allemagne et au Danemark ce problème a été en partie résolu par la construction de plusieurs centrales électriques à combustible fossile (charbon, gaz) venant en soutien de l’éolien lorsque celui-ci ne peut produire. Cette solution va à l’encontre de la volonté de produire l’électricité d’une manière plus respectueuse de l’environnement, puisque ces centrales produisent des gaz à effet de serre et compensent donc largement les bienfaits apportés par l’éolien.

Une solution à ce problème d’intermittence est de stocker l’énergie en masse. Le principal intérêt d’une STEP est de stocker l’énergie rapidement sans trop de perte. Cette capacité de stockage rapide est très intéressante pour pouvoir « lisser » l’intermittence des énergies renouvelables. En effet, l’intérêt du stockage en masse de l’énergie est double puisque cela permet d’une part, de compenser les moyens de production intermittents lors de périodes où ils ne peuvent produire ; d’autre part, cela permet de conserver l’énergie produite par ces moyens de production intermittents lorsque la demande est inférieure à la production ou lorsque cette production n'a pas été prévue.

Il n'est pas envisageable de fixer pour le projet de STEP marine une puissance cible permettant d'absorber la puissance cumulée de l'ensemble des projets éoliens offshore. En effet, cela aboutirait à une puissance comprise entre 2 et 3 GW ce qui, pour une chute d'environ 100 m, est surdimensionné. En revanche, il est possible de dimensionner cette puissance cible pour le parc éolien de Fécamp qui est proche du site retenu pour notre projet de STEP marine. Ainsi, une puissance de 500 MW au minimum serait intéressante et permettrait d'absorber si besoin l'intégralité de la puissance nominale du parc éolien offshore de Fécamp. Par ailleurs, cette puissance de stockage permettrait de contribuer de manière significative au lissage des énergies intermittentes globales du réseau.

 

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Définition de la pointe de consommation électrique

Un pic ou une pointe de consommation d’électricité est un court moment durant lequel la consommation en électricité est la plus importante. Il y a plusieurs types de pointes, car elle dépend de la durée d’observation, ainsi que de la zone géographique.

Il y a tout d’abord la pointe journalière. Ce type de pointe dépend de la saison. Lors de l’hiver, une pointe est généralement observée autour de 19 h. Elle peut être expliquée par le retour du travail et la mise en route de nombreux appareils électriques tels que l’éclairage, le chauffage, la télévision, l’ordinateur, la cuisinière, etc. Une autre pointe est observée, moins importante que celle du soir, le matin à l’ouverture des commerces, des bureaux et au démarrage des industries. Pour ce qui est de la période estivale, la pointe est plutôt observée autour de 13 h.

L'amplitude de ces pointes est différente selon les jours de la semaine. En effet, la consommation est moindre les week-ends car moins d’industries fonctionnent et la plupart des bureaux sont fermés.

La durée de cette pointe est plutôt courte, de l’ordre de quelques heures. Elle nécessite néanmoins la plupart du temps le démarrage de moyens de production d’électricité de pointe ayant la capacité de produire rapidement et en masse. Il s’agit des centrales à fioul, des TAC (Turbines À Combustion), des centrales hydrauliques à éclusée (si les réserves en eau sont suffisantes) et des STEP.

Consommation d'électricité française lors d'une journée d'hiver

Un autre type de pointe est la pointe saisonnière. Elle est caractérisée par une augmentation importante de la consommation électrique pendant les périodes de grand froid. En France, elle est particulièrement importante en raison de l’utilisation massive de l’électricité pour le chauffage domestique. C’est pourquoi il est reconnu que la consommation électrique française est sensible à la température.

La forte consommation d’électricité pendant ces périodes de grand froid rend les variations journalières négligeables, car souvent elle se prolonge dans le temps. Des moyens de production différents sont donc nécessaires pour ces pointes saisonnières. Il s’agit des centrales à charbon et au gaz. Ces centrales mettent plus de temps à démarrer que les moyens de production de pointe mais produisent sur de plus longues périodes. Avec des puissances plus faibles, elles permettent de mieux ajuster la production que les centrales nucléaires.

Des pointes extrêmement critiques sont relevées lorsque les pointes journalière et saisonnière se superposent: les records de consommation sont souvent atteints à ces moments précis. Il est alors nécessaire d’utiliser la plupart des moyens de production disponibles pour éviter le « blackout » (panne de courant générale).

Consommation électrique en France sur une année
​(source : lemoniteur.fr)

Une métaphore intéressante est utilisée dans le rapport Poignant-Sido pour bien comprendre comment interagissent les différentes échelles de variation : « on peut assimiler les variations saisonnières aux mouvements de marée et les pointes journalières aux vagues ».

Les pointes locales sont le dernier type de pics observés sur les réseaux de distribution. Elles correspondent souvent à des modes de vies régionaux et peuvent donc être indépendantes des pointes journalières nationales. Elles ont un caractère aléatoire, car elles peuvent être observées sans qu’il n’y ait de déséquilibre entre la production et la consommation sur le réseau de distribution national. Les solutions sont un bon dimensionnement du réseau pour qu’il permette un bon acheminement, mais surtout une meilleure répartition géographique des moyens de production, c’est-à-dire implanter des outils de production ou de stockage à proximité des lieux de consommation. C’est sur ce point que le développement de STEP est très intéressant, car une telle installation permet à la fois de stocker de l’énergie, mais aussi de dépanner rapidement un réseau défaillant.

 

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Prévision des pointes

De nombreux paramètres influencent avec divers degrés la consommation d’électricité. Dans un premier temps une présentation de ces grandeurs agissant sur la prévision de la consommation d’énergie sera faite, puis une explication de la prévision de l’évolution des pointes sera détaillée.

Le plus important de ces paramètres est la météorologie : l’évolution des conditions météorologiques, notamment la température et la nébulosité, contribue aux variations annuelles de la consommation, ainsi qu’aux pointes saisonnières. RTE travaille avec Météo France afin de prévoir les températures dans les heures et les jours à venir dans plusieurs points repères. Quand il fait chaud l’été, on note une augmentation de consommation à cause des climatisations, et l’hiver, quand il fait froid, on note le même effet à cause du chauffage électrique qui est très répandu en France. Par exemple, en hiver, pour une variation moyenne d’un degré Celsius sur l’ensemble du territoire, une augmentation de consommation 2 100 MW est généralement observée. En été, pour cette même variation, l’augmentation relevée est de 500 MW. Ces valeurs sont régulièrement révisées, et il est prévu que l'augmentation passe à 2 500 MW / °C en 2020. La nébulosité (taux de couverture nuageuse) a aussi son importance. Elle varie de 0 à 8 octa (qui représente 1/8ème de la voute céleste qui comporte ou non de la nébulosité, pour de plus ample explications, voir le site de Météo-France) allant d’un ciel totalement dégagé à 0 octa jusqu’à un ciel couvert à 8 octa. Le gradient de nébulosité généralement observé est de 650 MW / octa, qui représente l’éclairage nécessaire, ainsi que le chauffage (rayonnement des habitations différent).

Un second paramètre est l’activité économique : les week-ends, la consommation d’électricité est inférieure à celle de la semaine. Les jours fériés et les périodes de vacances modifient aussi cette consommation, avec des influences plus ou moins importantes. Il y a aussi l’effacement commercial à prendre en compte : lorsque la consommation est trop importante, RTE a des contrats avec ses clients (qu’ils soient domestiques ou industriels) pour que ceux-ci cessent leur consommation, avec une contre partie financière bien évidemment. Il ne faut pas oublier également les appels à la modération de RTE pendant les pointes saisonnières : sur les régions PACA et Bretagne, qui sont en bout de lignes donc plutôt isolées au niveau du réseau électrique, RTE demande un geste citoyen de modération de la consommation d’électricité. Enfin, il faut noter l’influence du changement d’horaire été/hiver qui déplace les pointes, ainsi que les événements exceptionnels tels les tempêtes, éclipses, etc.

Les méthodes de prévision se basent donc sur l’ensemble de ces paramètres. En outre, il faut aussi tenir compte de l’évolution à long terme de la consommation d’électricité. Celle-ci augmente régulièrement depuis plusieurs décennies. Cependant, il a été observé que les valeurs des pics augmentaient 2,5 fois plus vite que celle de la consommation. Il ne faut pas oublier de tenir compte de la répartition géographique de cette demande. Par exemple, en Bretagne, l’augmentation a été 10 fois plus importante sur les 10 dernières années que sur la France métropolitaine. Selon ces dernières prévisions, RTE prévoit toujours une croissance de la demande et de la valeur des pointes. En effet, le développement et la mise en circulation toujours plus importante des voitures électriques notamment assurera une croissance régulière de la consommation. Il faudra donc l’anticiper, ainsi que les nouvelles décisions politiques visant à réduire la quantité de tranches nucléaires en France. RTE annonce une prévision de besoin pour couvrir les pointes des années 2050 d’une puissance de pointe (i.e. disponible rapidement) de 6 à 8 GW. Le projet de STEP marine pourrait contribuer à ces futures exigences. De plus, la Normandie étant géographiquement proche de la Bretagne, la STEP marine pourrait aider au support des pointes de cette région fragile.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher

Conclusion

Dans cette étude d'intégration au réseau de notre projet de STEP marine, plusieurs points ont été étudiés. Le premier était de savoir si le réseau électrique français était capable d'absorber plusieurs centaines de Mégawatts dans la zone correspondante au site retenu pour le projet. Selon les données issues de RTE, il est possible d'intégrer jusqu'à 2 000 MW à cette zone du réseau dans son état actuel ce qui est suffisant pour le projet.

Champ éolien off-shore
(source : Greenunivers)

Ensuite, une étude des futurs parcs éoliens offshore a été effectuée car l'un des atouts majeurs du projet de STEP marine est de pouvoir absorber ou compenser les énergies intermittentes. La proximité du site retenu et du futur parc éolien offshore de Fécamp permet d'entrevoir des possibilités d'optimisation de ce futur parc à l'aide d'un couplage avec la STEP tout en minimisant les pertes. Ce futur parc éolien en mer sera doté d'une puissance nominale de 500 MW. Ainsi, il serait intéressant que la STEP marine soit dotée d'une puissance égale ou supérieure, pour pouvoir compenser et absorber totalement l'énergie produite par ce champ. En outre, ses capacités de stockage permettront de facilité l'intégration de l'ensemble des projets éoliens offshore.

Enfin, le dernier point abordé était celui des pointes de consommation. Le projet de STEP marine pourrait contribuer au passage de ces pointes, en particulier les pointes journalières. En effet, une STEP peut délivrer sa puissance maximale en quelques minutes. De plus la possibilité d'équiper la STEP de groupe turbine-pompe à vitesses variables un ajustement assez précis aux demandes du réseau pourrait être effectué. Pour ce qui est de la puissance cible pour le passage de ces pointes sur le réseau français, plus la puissance de ce projet de STEP sera élevée mieux ce sera. Cela permettra d'une part d'anticiper les besoins à venir (6 à 8 GW de puissance de pointe nécessaire à l'horizon 2050) mais également d'un point de vue écologique, d'envisager la fermeture de centrales au fioul ou de centrale turbine à combustible, émettrices de gaz à effet de serre.

Ainsi, l'ensemble de ces études permettent de déterminer une puissance cible comprise entre 500 et 2 000 MW. Après discussions avec le binôme 2 chargé du dimensionnement et de l'implantation sur site, la puissance cible pour ce projet de STEP marine a été fixée à 800 MW.

 

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