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Planification des réseaux de distribution

Grands principes

Les réseaux ont été conçus de manière itérative, en fonction des besoins

L'architecture de réseau de distribution telle qu'on la connaît aujourd'hui s’est construite au fil des années depuis la fin du 19e siècle à aujourd'hui, avec au départ des besoins en électricité très limités (éclairage) et localisés dans les centres urbains. Les aides à l'électrification rurale ont largement contribué au développement des réseaux en milieu rural et il reste aujourd'hui très peu de sites isolés (non raccordés au réseau électrique) en proportion du nombre d'usagers total.

Au fur et à mesure de cette évolution, les besoins en électricité ont augmenté avec l'électrification des usages, le dernier changement majeur en date étant le développement massif du chauffage électrique de la fin des années 70 jusqu’aux années 2000, freiné depuis par la réglementation thermique de 2012 (voir le Bilan électrique de RTE 2014).

Les techniques ont donc également évolué (par exemple, le réseau aérien torsadé en basse tension n'est posé que depuis la fin des années 70) pour aller vers de plus fortes sections de câbles, des liaisons enterrées, et des postes de plus forte capacité (par exemple, le plus petit transformateur HTA/BT posé aujourd'hui est de 100kVA, alors qu'on trouve encore de nombreux transformateurs de 50kVA dans des zones rurales peu denses). Ainsi, si on reconstruisait aujourd'hui ce réseau pour nos besoins actuels, il aurait certainement une allure très différente.

Les paragraphes suivants expliquent les travaux qui font l'objet de planification sur le réseau de distribution et selon quels facteurs.

Alternatives au renforcement

Dès les années 70, des solutions alternatives au développement des réseaux sont favorisées à grande échelle

Depuis les années 70 et la généralisation de l'électricité, des solutions ont été mises en place pour optimiser le fonctionnement du parc de production centralisé et maîtriser le développement des réseaux électriques, certaines de ces mesures ayant un impact positif sur les deux aspects. Deux principales solutions ont été généralisées :

  1. La limitation de la puissance maximale soutirée en période de pointe, grâce à deux options tarifaires : les heures pleines/heures creuses (incitation à décaler certains usages lors des périodes de faible charge) et l'EJP (Effacement jour de pointe, très forte incitation à consommer le moins possible durant les 22 jours les plus chargés de l’année – option tarifaire qui n’est plus proposée).
  2. Le réglage de tension sur les postes de transformation permet de réhausser la tension en sortie de poste de manière à maintenir les chutes de tension dans la plage réglementaire de qualité d'alimentation tout en limitant les sections de câbles. Deux application de cette mesure existent :
  • Les postes sources sont équipés d'un régleur en charge, équipement qui permet d'ajuster automatiquement le rapport de transformation entre la tension d'arrivée (HTB) et la tension de sortie (HTA).
  • Les postes de distribution publique ont une prise manoeuvrable hors charge, à 3 positions, pour modifier le rapport de transformation. En général, un rapport de transformation est choisi à la mise en service et n'est ensuite plus modifié. Le changement de rapport de transformation après la mise en service des postes nécessite une intervention sur site, la mise hors charge du poste (ce qui implique une coupure d’alimentation pour les usagers en aval), et la manoeuvre manuelle d’un levier, appelé "prise à vide".

Pour aller plus loin sur les réglages des postes, voir l'article Principes physiques de l'intégration du PV en basse tension .

Dispositifs de réglage RPD.pngDispositifs de réglage aux postes de transformation du réseau public de distribution. Source: Enedis.

Les travaux sur les postes sources sont prévus à horizon 10 ans

Les postes sources sont des ouvrages clés de la distribution puisque que ces postes de transformation font la jonction entre les réseaux HTA et HTB, entre la distribution et le transport (pour une vision complète de l'architecture du réseau, voir l'article Architecture technique ).

La création de ce type de poste public a un coût de l'ordre de plusieurs millions d'euros, en fonction de sa taille, de sa zone d’implantation (de plus en plus contraignante à proximité des centres villes), du niveau de tension HTB auquel il est raccordé (63kV, 90kV ou 225kV) et de la complexité de ce raccordement. La mutation d'un poste source, c’est-à-dire le remplacement d’un ou plusieurs transformateurs par des transformateurs de plus forte puissance, et l'ajout d'un transformateur ont des coûts inférieurs mais tout de même conséquents.

Outre leur coût important, ces ouvrages sont également long à développer entre l'acquisition du foncier, les études d'impact environnementales, les travaux côté GRD et les travaux côté RTE qui comprennent le raccordement du poste et, si nécessaire, le renforcement ou la création d'une ou plusieurs lignes HTB.

Pour ces raisons, la planification des postes sources (renforcement ou création) se mène à une échelle de l'ordre de 5 à 10 ans. Les nouveaux besoins sont évalués en fonction du taux de croissance historique de la pointe sur les départs HTA alimentés par le poste source, et éventuellement de très grands projets urbains lorsque le GRD en a connaissance. Elle tient également compte aujourd’hui du développement de la production, à partir d’un travail effectué à la maille régionale dans le cadre des Schémas Régionaux de Raccordement des Énergies Renouvelables au Réseau (S3REnR, ou SRRREnR).

Certains ouvrages clés sont doublés de manière à éviter des coupures importantes en cas d'incident

Les postes sources ont une structure redondante : les ouvrages sont doublés et les schémas d'alimentation sont pensés pour permettre une continuité d'alimentation même dans le cas de problème sur une ligne HTB alimentant le poste ou sur un transformateur. Cette architecture permet une disponibilité maximale du réseau pour les utilisateurs. Le critère N-1 signifie qu'en cas de perte d'un ouvrage, un autre ouvrage équivalent est en capacité de se substituer à l'ouvrage en défaut.

Certains réseaux HTA sont également redondants, c'est le cas des réseaux en coupure d'artère ou en double dérivation. Ceci permet de diminuer fortement le nombre de postes de distribution (HTA/BT) coupés en cas de d'incidents sur une ligne HTA.

Structure HTA en double dérivation.pngStructure HTA en double dérivation : chaque poste HTA/BT est alimenté par deux départs HTA différents permettant une grande souplesse d'exploitation (Source : Hespul)

La planification des réseaux de distribution doit tenir compte de cette nécessité de redondance : par exemple, le réseau soit pouvoir gérer la croissance des usages en situation normale et en situation dégradée, c'est-à-dire en situation de perte d'un ouvrage important de type ligne HTB, transformateur ou départ HTA. Ainsi, le réseau peut être suffisamment robuste en situation normale, mais nécessite des travaux pour adapter le schéma de secours.

Le renforcement de la partie HTB des postes sources est du ressort de RTE.

Redondance sur poste source.pngExemple de redondance des ouvrages dans un poste source (HTB/HTA) alimenté par deux arrivées de la HTB (HT1 et HT2). Source : Hespul.

 

Les travaux sur les réseaux HTA et BT sont programmés à plus courte échéance

Les réseaux BT et HTA sont développés et renouvelés de manière continue en fonction :

  • des besoins liés aux nouveaux raccordements (consommateurs et producteurs) qui peuvent amener au renforcement ou à la création de nouvelles lignes et postes (voir page suivante sur le dimensionnement en soutirage) ;
  • des besoins liés aux augmentations de puissance des consommateurs qui peuvent avoir un impact sur la qualité d'alimentation et mener à des travaux de renforcement ;
  • de la nécessité d'améliorer la sécurité d'alimentation en rendant le réseau plus robuste face aux aléas climatiques (tempête, neige, etc.) et en remplaçant les ouvrages (câbles ou postes) générant des incidents électriques ;
  • des objectifs nationaux et locaux d'amélioration de la qualité et continuité d'alimentation (diminuer le nombre de clients en sous-tension, diminuer le temps de coupure, etc.) ;
  • des demandes des communes d'enfouir les réseaux pour des raisons esthétique.

Les nouveaux raccordements sont des travaux dits "contraints", c'est-à-dire que le propriétaire et l'exploitant du réseau n'en maîtrisent pas le calendrier et doivent y répondre "au fil de l'eau". Ils peuvent néanmoins chercher à en prendre connaissance le plus en amont possible pour les intégrer à la planification des travaux dits à l'inverse "délibérés" (liés à la sécurité, à la qualité et à l'esthétique), et qui sont donc anticipés.

Le renouvellement des réseaux BT est principalement poussé par le raccordement de nouveaux utilisateurs en milieu urbain, et par le renforcement en milieu rural pour améliorer la qualité d'alimentation.

Le réseau HTA est de son côté renouvelé essentiellement pour diminuer le temps de coupure moyen en augmentant sa robustesse par la redondance, l'installation d'organes de manoeuvre télécommandés depuis l'agence de conduite, et le remplacement de technologies vétustes.

Pour aller plus loin, voir article sur la Maîtrise d'ouvrage des travaux et l'article sur le Cadre de la concession.

La planification des travaux en HTA et BT tient compte de l'augmentation éventuelle de la charge

La planification du développement des réseaux varie dans son approche en fonction du type d'ouvrages concernés, mais se base toujours sur les éléments permettant d'anticiper l'augmentation des besoins :

  • postes sources: prise en compte des taux de croissance de la pointe observés, vérification du critère N-1
  • départs HTA: prise en compte des taux de croissance de la pointe observés et des nouvelles zones d'aménagement, vérification du critère N-1 dans le cas de réseaux maillés pour maîtriser le temps de coupure
  • postes HTA/BT: prise en compte des nouvelles zones d'aménagement et lotissements lorsqu'ils sont connues, et du développement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques.

La planification actuelle ne tient pas compte de la baisse éventuelle des besoins, par exemple liée à la rénovation énergétique performante voire au changement de vecteur de chauffage, à l'évolution du taux de vacance sur les communes, etc, baisse encore peu documentée à l'échelle des réseaux de distribution.La planification des investissements sur le réseau de distribution suit également d'autres logiques que strictement celles du dimensionnement et des critères de qualité et continuité d'alimentation. Ces logiques sont propres à chaque concessionnaire. Les gestionnaires de réseaux doivent rendre compte de leur méthode de prévision des investissements, d'une part à la CRÉ dans le cadre de l'élaboration du TURPE (voir l'article sur le TURPE), et d'autre part aux AODE lors des compte-rendus annuels de concession et lors du renouvellement de contrat de concession (voir l'article sur le Cadre de la concession).

La production n'est pas intégrée à la planification des réseaux HTA et BT, les travaux sont faits selon l'arrivée des demandes de raccordement

La planification du développement des réseaux HTA et BT ne tient pour l’instant pas compte du développement de la production décentralisée à venir sur ces réseaux. Les raccordements des producteurs sont gérés au cas par cas sur le principe de la "file d'attente". Les gestionnaires de réseaux attribuent à chacun producteur le coût des travaux nécessaires pour lever les contraintes induites par l'installation en question, en tenant compte des éventuels travaux nécessaires au raccordement de la précédente installation dans la file d'attente. En d’autres mots, l’installation qui génèrera l’élévation de tension dépassant la limite normative de +10% se voit attribuer un ensemble de travaux de renforcement de la ligne pour lever la contrainte, à l’image de la goutte d’eau supplémentaire rendue responsable du débordement du vase. Cet effet de seuil dégage généralement de la capacité d’accueil au-delà de ce qui est strictement nécessaire au raccordement du producteur, au vu des sections économiques posées, tout en faisant porter l’intégralité des coûts de ces travaux à celui qui les provoque.

Pour plus d'informations sur les coûts de raccordement d'un producteur concernant l'article sur la Contribution des utilisateurs au coûts de raccordement.
 

Dernière Mise à jour : 16/10/2019
Article suivant Alternatives au renforcement

A partir des années 90, des solutions plus ciblées sont développées pour des renforcement ou extensions coûteux

Les opérations de « MDE réseau » et de production autonome en site isolé sont financées lorsque ces solutions sont 15% moins chères que les solutions classiques de renforcement ou extension. Cette disposition est introduite par la circulaire du Ministère de l’agriculture du 13 avril 1995 apportant un financement du Fonds d’amortissement des charges d’électrification. Elle est reprise aujourd’hui au L2224-34 du code général des collectivités territoriales suite à la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

Ces solutions consistent en :

  • Des interventions sur le réseau en amont des usagers : équilibrage (meilleure répartition de la charge entre phases), réglage de tension en plein réseau (et non pas seulement au poste) grâce à des transformateurs BT/BT, des transformateurs triphasé-monophasé...
  • Des interventions chez les usagers : programmation des usages, limitation de puissance maximale soutirée (délestage d’usages), usages performants, substitution de l'électricité par un autre vecteur pour les usages thermiques, stockage électro-chimique ou thermique, énergies renouvelables, ...
  • L’alimentation autonome de sites isolés par des installations de production d’électricité renouvelables (très majoritairement photovoltaïque et quelques sites en micro-hydroélectricité et petit éolien – plus d’un millier de sites isolés sont ainsi alimentés en France métropolitaine)

Les deux premières catégories de solutions, appelées « MDE réseau » sont développées au paragraphe suivant. Elles ont préfiguré les solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents"). Pour autant, les actions précitées restent d'actualité: une analyse coût-bénéfices sur la durée de vie équivalente à celle d'un ouvrage classique de réseau est nécessaire pour déterminer la pertinence d'une solution alternative. Les solutions alternatives peuvent aussi avoir vocation à reporter une décision d'investissement de quelques années lorsque le contexte est incertain.

L’alimentation autonome de sites isolés est quant à elle la version première de l’auto consommation (et auto production) totale. Le retour d’expérience de l’exploitation de centaines de sites isolés équipés en photovoltaïque doit à cet égard nous conduire à la prudence quant à cette approche d’autonomie totale : pour une habitation moyenne ce sont 500 à 1000 kg de batteries au plomb-acide qui équipent chaque installation, et une partie significative de de la production est souvent perdue l’été, faute de débouchés. Ces cas extrêmes, pleinement justifiés par l’économie ponctuelle d’extension couteuse de réseau, rappellent l’intérêt de disposer d’un réseau public pour mutualiser les productions, et optimiser ainsi techniquement et économiquement le développement de l’électricité renouvelable à grande échelle. Certains sites isolés ayant bénéficié de ces technologies ont d’ailleurs été raccordés au réseau depuis, pour pallier aux coûts d’exploitation et d’investissement de ces solutions.

La "micro-MDE réseaux" permet d'éviter un renforcement coûteux en milieu rural

L'objectif principal d’une opération de MDE micro est de lever les contraintes sur un départ BT en pré-sentant un bilan économique plus avantageux qu'un renforcement classique. Ceci permet dans certains cas de rétablir la qualité de fourniture d’électricité pour des clients défavorisés nécessitant un coût de renforcement élevé (et, par voie de conséquence, pouvant subir des délais d’attente). Ces opérations pré-sentent de plus d’autres avantages par rapport à un renforcement : réduction des pertes réseau, dé-marche de proximité, économie sur les factures pour les usagers concernés…  

Depuis 1995, quelques syndicats d’énergie ont mené ce type d’opérations avec succès (Maine et Loire, Vienne, Loire, Saône & Loire) sur plusieurs dizaines de départs basse tension, qui ont mis en évidence les opportunités et limites de ces opérations : choisir des départs avec peu de clients, une contrainte pas trop élevée, et surtout un coût de renforcement élevé par usager, ce qui rend naturellement l’opération de MDE plus facilement pertinente.

Cependant, malgré ces retours d’expérience intéressants et une possibilité juridique confirmée au fil des évolutions législatives sur l’énergie, ces solutions sont restées peu utilisées car jugées trop complexes et trop éloignées du cœur de métier du GRD et de l’AODE. Néanmoins, certains bureaux d’études continuent de les déployer. Pour l’année 2019, le FACÉ  alloue 0,8M€ à la maîtrise de la demande en énergie (Arrêté du 8 avril 2019).

Depuis les années 2010, des solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents") basés sur un de nouvelles technologies d'information et de communication sont testées

Avec la baisse des coûts des technologies de l'information et de la communication (TIC), des solutions de pilotage en temps réel plus complexes sont étudiées depuis les années 2010 en France:

  • des solutions à la main des GRD : des postes HTA/BT équipés de régleurs en charge pilotés sur la base de mesures de tension en différents points du réseau, ...
  • des solutions nécessitant une coordination GRD-utilisateur : le pilotage des puissances active et réactive en fonction de contraintes réelles sur le réseau, l'effacement diffus et l'effacement industriel, le délestage piloté sur information réseau....
  • des solutions à la main des utilisateurs : limitation de la puissance maximale injectée, écrêtement dynamique en fonction la consommation sur site, stockage en aval du point de livraison, ...

Perspectives : des solutions techniques de pilotage dynamique sont testées dans l’optique de diminuer les coûts d'entretien, de renforcement ou de création de réseaux


Au-delà de la seule question d’éviter le renforcement des ouvrages, des solutions basées sur les smart-grid sont testées actuellement pour évaluer leur intérêt technico-économique dans la diminution ou le report des investissements de création de réseau pour des besoins de consommation ou lié au développement des énergies renouvelables (vision planification) ou pour limiter les incidents (qui se traduisent en coupures pour les usagers), en améliorer la gestion ou améliorer la qualité d’alimentation (vision exploitation).
On distingue deux familles de cas d’usages :

  • les solutions concernant un usager à raccorder visant une baisse du coût de raccordement et/ou une réduction du délai de raccordement : ce sont les producteurs qui sont les principaux concernés. Généralement les solutions mises en place par l’usager ne sont pas rémunérées parce que les GRD considèrent qu’elles se traduisent par un coût de raccordement réduit.
  • les solutions concernant un ensemble d’usagers déjà raccordés visant une augmentation de la capacité d’accueil en soutirage ou en injection, amélioration de la qualité d’alimentation, diminution des coupures, etc. Les solutions déployées dans ce cas sont des « services systèmes ». Certaines peuvent être obligatoires

Les solutions testées actuellement sont principalement centrées sur le réseau HTA et les postes sources pour des raisons techniques (présence de mesures permettant d’observer les phénomènes et de contrôler les résultats obtenus) et économiques (puissance plus importante par utilisateur permettant de trouver un équilibre économique au pilotage, gains potentiellement plus conséquents par action mise en place). Elles sont décrites dans la page suivante.
Toutefois, la Commission de Régulation de l’énergie incite les gestionnaires de réseau de distribution à se pencher sur le développement de solutions en basse tension.

Pour aller plus loin :

Dernière Mise à jour : 16/10/2019

Planification des réseaux de distribution

Grands principes

Les réseaux ont été conçus de manière itérative, en fonction des besoins

L'architecture de réseau de distribution telle qu'on la connaît aujourd'hui s’est construite au fil des années depuis la fin du 19e siècle à aujourd'hui, avec au départ des besoins en électricité très limités (éclairage) et localisés dans les centres urbains. Les aides à l'électrification rurale ont largement contribué au développement des réseaux en milieu rural et il reste aujourd'hui très peu de sites isolés (non raccordés au réseau électrique) en proportion du nombre d'usagers total.

Au fur et à mesure de cette évolution, les besoins en électricité ont augmenté avec l'électrification des usages, le dernier changement majeur en date étant le développement massif du chauffage électrique de la fin des années 70 jusqu’aux années 2000, freiné depuis par la réglementation thermique de 2012 (voir le Bilan électrique de RTE 2014).

Les techniques ont donc également évolué (par exemple, le réseau aérien torsadé en basse tension n'est posé que depuis la fin des années 70) pour aller vers de plus fortes sections de câbles, des liaisons enterrées, et des postes de plus forte capacité (par exemple, le plus petit transformateur HTA/BT posé aujourd'hui est de 100kVA, alors qu'on trouve encore de nombreux transformateurs de 50kVA dans des zones rurales peu denses). Ainsi, si on reconstruisait aujourd'hui ce réseau pour nos besoins actuels, il aurait certainement une allure très différente.

Les paragraphes suivants expliquent les travaux qui font l'objet de planification sur le réseau de distribution et selon quels facteurs.

Les travaux sur les postes sources sont prévus à horizon 10 ans

Les postes sources sont des ouvrages clés de la distribution puisque que ces postes de transformation font la jonction entre les réseaux HTA et HTB, entre la distribution et le transport (pour une vision complète de l'architecture du réseau, voir l'article Architecture technique ).

La création de ce type de poste public a un coût de l'ordre de plusieurs millions d'euros, en fonction de sa taille, de sa zone d’implantation (de plus en plus contraignante à proximité des centres villes), du niveau de tension HTB auquel il est raccordé (63kV, 90kV ou 225kV) et de la complexité de ce raccordement. La mutation d'un poste source, c’est-à-dire le remplacement d’un ou plusieurs transformateurs par des transformateurs de plus forte puissance, et l'ajout d'un transformateur ont des coûts inférieurs mais tout de même conséquents.

Outre leur coût important, ces ouvrages sont également long à développer entre l'acquisition du foncier, les études d'impact environnementales, les travaux côté GRD et les travaux côté RTE qui comprennent le raccordement du poste et, si nécessaire, le renforcement ou la création d'une ou plusieurs lignes HTB.

Pour ces raisons, la planification des postes sources (renforcement ou création) se mène à une échelle de l'ordre de 5 à 10 ans. Les nouveaux besoins sont évalués en fonction du taux de croissance historique de la pointe sur les départs HTA alimentés par le poste source, et éventuellement de très grands projets urbains lorsque le GRD en a connaissance. Elle tient également compte aujourd’hui du développement de la production, à partir d’un travail effectué à la maille régionale dans le cadre des Schémas Régionaux de Raccordement des Énergies Renouvelables au Réseau (S3REnR, ou SRRREnR).

Certains ouvrages clés sont doublés de manière à éviter des coupures importantes en cas d'incident

Les postes sources ont une structure redondante : les ouvrages sont doublés et les schémas d'alimentation sont pensés pour permettre une continuité d'alimentation même dans le cas de problème sur une ligne HTB alimentant le poste ou sur un transformateur. Cette architecture permet une disponibilité maximale du réseau pour les utilisateurs. Le critère N-1 signifie qu'en cas de perte d'un ouvrage, un autre ouvrage équivalent est en capacité de se substituer à l'ouvrage en défaut.

Certains réseaux HTA sont également redondants, c'est le cas des réseaux en coupure d'artère ou en double dérivation. Ceci permet de diminuer fortement le nombre de postes de distribution (HTA/BT) coupés en cas de d'incidents sur une ligne HTA.

Structure HTA en double dérivation.pngStructure HTA en double dérivation : chaque poste HTA/BT est alimenté par deux départs HTA différents permettant une grande souplesse d'exploitation (Source : Hespul)

La planification des réseaux de distribution doit tenir compte de cette nécessité de redondance : par exemple, le réseau soit pouvoir gérer la croissance des usages en situation normale et en situation dégradée, c'est-à-dire en situation de perte d'un ouvrage important de type ligne HTB, transformateur ou départ HTA. Ainsi, le réseau peut être suffisamment robuste en situation normale, mais nécessite des travaux pour adapter le schéma de secours.

Le renforcement de la partie HTB des postes sources est du ressort de RTE.

Redondance sur poste source.pngExemple de redondance des ouvrages dans un poste source (HTB/HTA) alimenté par deux arrivées de la HTB (HT1 et HT2). Source : Hespul.

 

Les travaux sur les réseaux HTA et BT sont programmés à plus courte échéance

Les réseaux BT et HTA sont développés et renouvelés de manière continue en fonction :

  • des besoins liés aux nouveaux raccordements (consommateurs et producteurs) qui peuvent amener au renforcement ou à la création de nouvelles lignes et postes (voir page suivante sur le dimensionnement en soutirage) ;
  • des besoins liés aux augmentations de puissance des consommateurs qui peuvent avoir un impact sur la qualité d'alimentation et mener à des travaux de renforcement ;
  • de la nécessité d'améliorer la sécurité d'alimentation en rendant le réseau plus robuste face aux aléas climatiques (tempête, neige, etc.) et en remplaçant les ouvrages (câbles ou postes) générant des incidents électriques ;
  • des objectifs nationaux et locaux d'amélioration de la qualité et continuité d'alimentation (diminuer le nombre de clients en sous-tension, diminuer le temps de coupure, etc.) ;
  • des demandes des communes d'enfouir les réseaux pour des raisons esthétique.

Les nouveaux raccordements sont des travaux dits "contraints", c'est-à-dire que le propriétaire et l'exploitant du réseau n'en maîtrisent pas le calendrier et doivent y répondre "au fil de l'eau". Ils peuvent néanmoins chercher à en prendre connaissance le plus en amont possible pour les intégrer à la planification des travaux dits à l'inverse "délibérés" (liés à la sécurité, à la qualité et à l'esthétique), et qui sont donc anticipés.

Le renouvellement des réseaux BT est principalement poussé par le raccordement de nouveaux utilisateurs en milieu urbain, et par le renforcement en milieu rural pour améliorer la qualité d'alimentation.

Le réseau HTA est de son côté renouvelé essentiellement pour diminuer le temps de coupure moyen en augmentant sa robustesse par la redondance, l'installation d'organes de manoeuvre télécommandés depuis l'agence de conduite, et le remplacement de technologies vétustes.

Pour aller plus loin, voir article sur la Maîtrise d'ouvrage des travaux et l'article sur le Cadre de la concession.

La planification des travaux en HTA et BT tient compte de l'augmentation éventuelle de la charge

La planification du développement des réseaux varie dans son approche en fonction du type d'ouvrages concernés, mais se base toujours sur les éléments permettant d'anticiper l'augmentation des besoins :

  • postes sources: prise en compte des taux de croissance de la pointe observés, vérification du critère N-1
  • départs HTA: prise en compte des taux de croissance de la pointe observés et des nouvelles zones d'aménagement, vérification du critère N-1 dans le cas de réseaux maillés pour maîtriser le temps de coupure
  • postes HTA/BT: prise en compte des nouvelles zones d'aménagement et lotissements lorsqu'ils sont connues, et du développement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques.

La planification actuelle ne tient pas compte de la baisse éventuelle des besoins, par exemple liée à la rénovation énergétique performante voire au changement de vecteur de chauffage, à l'évolution du taux de vacance sur les communes, etc, baisse encore peu documentée à l'échelle des réseaux de distribution.La planification des investissements sur le réseau de distribution suit également d'autres logiques que strictement celles du dimensionnement et des critères de qualité et continuité d'alimentation. Ces logiques sont propres à chaque concessionnaire. Les gestionnaires de réseaux doivent rendre compte de leur méthode de prévision des investissements, d'une part à la CRÉ dans le cadre de l'élaboration du TURPE (voir l'article sur le TURPE), et d'autre part aux AODE lors des compte-rendus annuels de concession et lors du renouvellement de contrat de concession (voir l'article sur le Cadre de la concession).

La production n'est pas intégrée à la planification des réseaux HTA et BT, les travaux sont faits selon l'arrivée des demandes de raccordement

La planification du développement des réseaux HTA et BT ne tient pour l’instant pas compte du développement de la production décentralisée à venir sur ces réseaux. Les raccordements des producteurs sont gérés au cas par cas sur le principe de la "file d'attente". Les gestionnaires de réseaux attribuent à chacun producteur le coût des travaux nécessaires pour lever les contraintes induites par l'installation en question, en tenant compte des éventuels travaux nécessaires au raccordement de la précédente installation dans la file d'attente. En d’autres mots, l’installation qui génèrera l’élévation de tension dépassant la limite normative de +10% se voit attribuer un ensemble de travaux de renforcement de la ligne pour lever la contrainte, à l’image de la goutte d’eau supplémentaire rendue responsable du débordement du vase. Cet effet de seuil dégage généralement de la capacité d’accueil au-delà de ce qui est strictement nécessaire au raccordement du producteur, au vu des sections économiques posées, tout en faisant porter l’intégralité des coûts de ces travaux à celui qui les provoque.

Pour plus d'informations sur les coûts de raccordement d'un producteur concernant l'article sur la Contribution des utilisateurs au coûts de raccordement.
 

Alternatives au renforcement

Dès les années 70, des solutions alternatives au développement des réseaux sont favorisées à grande échelle

Depuis les années 70 et la généralisation de l'électricité, des solutions ont été mises en place pour optimiser le fonctionnement du parc de production centralisé et maîtriser le développement des réseaux électriques, certaines de ces mesures ayant un impact positif sur les deux aspects. Deux principales solutions ont été généralisées :

  1. La limitation de la puissance maximale soutirée en période de pointe, grâce à deux options tarifaires : les heures pleines/heures creuses (incitation à décaler certains usages lors des périodes de faible charge) et l'EJP (Effacement jour de pointe, très forte incitation à consommer le moins possible durant les 22 jours les plus chargés de l’année – option tarifaire qui n’est plus proposée).
  2. Le réglage de tension sur les postes de transformation permet de réhausser la tension en sortie de poste de manière à maintenir les chutes de tension dans la plage réglementaire de qualité d'alimentation tout en limitant les sections de câbles. Deux application de cette mesure existent :
  • Les postes sources sont équipés d'un régleur en charge, équipement qui permet d'ajuster automatiquement le rapport de transformation entre la tension d'arrivée (HTB) et la tension de sortie (HTA).
  • Les postes de distribution publique ont une prise manoeuvrable hors charge, à 3 positions, pour modifier le rapport de transformation. En général, un rapport de transformation est choisi à la mise en service et n'est ensuite plus modifié. Le changement de rapport de transformation après la mise en service des postes nécessite une intervention sur site, la mise hors charge du poste (ce qui implique une coupure d’alimentation pour les usagers en aval), et la manoeuvre manuelle d’un levier, appelé "prise à vide".

Pour aller plus loin sur les réglages des postes, voir l'article Principes physiques de l'intégration du PV en basse tension .

Dispositifs de réglage RPD.pngDispositifs de réglage aux postes de transformation du réseau public de distribution. Source: Enedis.

A partir des années 90, des solutions plus ciblées sont développées pour des renforcement ou extensions coûteux

Les opérations de « MDE réseau » et de production autonome en site isolé sont financées lorsque ces solutions sont 15% moins chères que les solutions classiques de renforcement ou extension. Cette disposition est introduite par la circulaire du Ministère de l’agriculture du 13 avril 1995 apportant un financement du Fonds d’amortissement des charges d’électrification. Elle est reprise aujourd’hui au L2224-34 du code général des collectivités territoriales suite à la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

Ces solutions consistent en :

  • Des interventions sur le réseau en amont des usagers : équilibrage (meilleure répartition de la charge entre phases), réglage de tension en plein réseau (et non pas seulement au poste) grâce à des transformateurs BT/BT, des transformateurs triphasé-monophasé...
  • Des interventions chez les usagers : programmation des usages, limitation de puissance maximale soutirée (délestage d’usages), usages performants, substitution de l'électricité par un autre vecteur pour les usages thermiques, stockage électro-chimique ou thermique, énergies renouvelables, ...
  • L’alimentation autonome de sites isolés par des installations de production d’électricité renouvelables (très majoritairement photovoltaïque et quelques sites en micro-hydroélectricité et petit éolien – plus d’un millier de sites isolés sont ainsi alimentés en France métropolitaine)

Les deux premières catégories de solutions, appelées « MDE réseau » sont développées au paragraphe suivant. Elles ont préfiguré les solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents"). Pour autant, les actions précitées restent d'actualité: une analyse coût-bénéfices sur la durée de vie équivalente à celle d'un ouvrage classique de réseau est nécessaire pour déterminer la pertinence d'une solution alternative. Les solutions alternatives peuvent aussi avoir vocation à reporter une décision d'investissement de quelques années lorsque le contexte est incertain.

L’alimentation autonome de sites isolés est quant à elle la version première de l’auto consommation (et auto production) totale. Le retour d’expérience de l’exploitation de centaines de sites isolés équipés en photovoltaïque doit à cet égard nous conduire à la prudence quant à cette approche d’autonomie totale : pour une habitation moyenne ce sont 500 à 1000 kg de batteries au plomb-acide qui équipent chaque installation, et une partie significative de de la production est souvent perdue l’été, faute de débouchés. Ces cas extrêmes, pleinement justifiés par l’économie ponctuelle d’extension couteuse de réseau, rappellent l’intérêt de disposer d’un réseau public pour mutualiser les productions, et optimiser ainsi techniquement et économiquement le développement de l’électricité renouvelable à grande échelle. Certains sites isolés ayant bénéficié de ces technologies ont d’ailleurs été raccordés au réseau depuis, pour pallier aux coûts d’exploitation et d’investissement de ces solutions.

La "micro-MDE réseaux" permet d'éviter un renforcement coûteux en milieu rural

L'objectif principal d’une opération de MDE micro est de lever les contraintes sur un départ BT en pré-sentant un bilan économique plus avantageux qu'un renforcement classique. Ceci permet dans certains cas de rétablir la qualité de fourniture d’électricité pour des clients défavorisés nécessitant un coût de renforcement élevé (et, par voie de conséquence, pouvant subir des délais d’attente). Ces opérations pré-sentent de plus d’autres avantages par rapport à un renforcement : réduction des pertes réseau, dé-marche de proximité, économie sur les factures pour les usagers concernés…  

Depuis 1995, quelques syndicats d’énergie ont mené ce type d’opérations avec succès (Maine et Loire, Vienne, Loire, Saône & Loire) sur plusieurs dizaines de départs basse tension, qui ont mis en évidence les opportunités et limites de ces opérations : choisir des départs avec peu de clients, une contrainte pas trop élevée, et surtout un coût de renforcement élevé par usager, ce qui rend naturellement l’opération de MDE plus facilement pertinente.

Cependant, malgré ces retours d’expérience intéressants et une possibilité juridique confirmée au fil des évolutions législatives sur l’énergie, ces solutions sont restées peu utilisées car jugées trop complexes et trop éloignées du cœur de métier du GRD et de l’AODE. Néanmoins, certains bureaux d’études continuent de les déployer. Pour l’année 2019, le FACÉ  alloue 0,8M€ à la maîtrise de la demande en énergie (Arrêté du 8 avril 2019).

Depuis les années 2010, des solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents") basés sur un de nouvelles technologies d'information et de communication sont testées

Avec la baisse des coûts des technologies de l'information et de la communication (TIC), des solutions de pilotage en temps réel plus complexes sont étudiées depuis les années 2010 en France:

  • des solutions à la main des GRD : des postes HTA/BT équipés de régleurs en charge pilotés sur la base de mesures de tension en différents points du réseau, ...
  • des solutions nécessitant une coordination GRD-utilisateur : le pilotage des puissances active et réactive en fonction de contraintes réelles sur le réseau, l'effacement diffus et l'effacement industriel, le délestage piloté sur information réseau....
  • des solutions à la main des utilisateurs : limitation de la puissance maximale injectée, écrêtement dynamique en fonction la consommation sur site, stockage en aval du point de livraison, ...

Perspectives : des solutions techniques de pilotage dynamique sont testées dans l’optique de diminuer les coûts d'entretien, de renforcement ou de création de réseaux


Au-delà de la seule question d’éviter le renforcement des ouvrages, des solutions basées sur les smart-grid sont testées actuellement pour évaluer leur intérêt technico-économique dans la diminution ou le report des investissements de création de réseau pour des besoins de consommation ou lié au développement des énergies renouvelables (vision planification) ou pour limiter les incidents (qui se traduisent en coupures pour les usagers), en améliorer la gestion ou améliorer la qualité d’alimentation (vision exploitation).
On distingue deux familles de cas d’usages :

  • les solutions concernant un usager à raccorder visant une baisse du coût de raccordement et/ou une réduction du délai de raccordement : ce sont les producteurs qui sont les principaux concernés. Généralement les solutions mises en place par l’usager ne sont pas rémunérées parce que les GRD considèrent qu’elles se traduisent par un coût de raccordement réduit.
  • les solutions concernant un ensemble d’usagers déjà raccordés visant une augmentation de la capacité d’accueil en soutirage ou en injection, amélioration de la qualité d’alimentation, diminution des coupures, etc. Les solutions déployées dans ce cas sont des « services systèmes ». Certaines peuvent être obligatoires

Les solutions testées actuellement sont principalement centrées sur le réseau HTA et les postes sources pour des raisons techniques (présence de mesures permettant d’observer les phénomènes et de contrôler les résultats obtenus) et économiques (puissance plus importante par utilisateur permettant de trouver un équilibre économique au pilotage, gains potentiellement plus conséquents par action mise en place). Elles sont décrites dans la page suivante.
Toutefois, la Commission de Régulation de l’énergie incite les gestionnaires de réseau de distribution à se pencher sur le développement de solutions en basse tension.

Pour aller plus loin :

Dernière Mise à jour : 16/10/2019

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