optimiser les couts induits par ces contraintes
Les problèmes de congestion étant connu depuis longtemps, diverses techniques ont été mise au point via le marché de l’énergie :
1. Market Splitting en Norvège [22].
2. Interchange Distribution Calculator (IDC) aux États-Unis d’Amérique. 3. Optimal Power Flow (OPF) dans divers pays [21].
4. Le Buy Back dans divers pays [13].
Cependant, la connaissance du réseau est jugée encore insuffisante, et il y a un besoin de plus en plus grand pour les acteurs du marché de faire la lumière sur la réalité et les causes exactes des congestions. De telles questions sont posées de la part d’acteurs du marché qui ont été particulièrement pénalisés par l’existence de congestions et qui désirent un traitement le moins arbitraire possible et une transparence de l’attribution de couts de congestion à chaque acteur. Le traitement des congestions étant surtout un problème de nature stratégique, la question de l’allocation des couts de congestion est reconnu comme étant cruciale [53].
Récemment, des méthodes de traçabilité basées sur une analyse topologique des tran-sits de puissance (MIC) ont été proposées [8]. Elles se basent sur un principe de division proportionnelle qui est un postulat non démontrable physiquement. L’avantage de la MIC est qu’elle s’appuie exclusivement sur le modèle du calcul de répartition de charge et sur le principe de l’agrégation des productions et charges au même nœud. Dans la méthode de Singh [38], les couts de congestion sont alloués directement aux consom-mateurs sur la base de ces facteurs. Dans la méthode proposée par Yu et Ilic [61], les couts de congestion ne sont pas alloués individuellement aux consommateurs, mais sont alloués plutôt à des portefeuilles de participants au marché.
Cependant, la liberté de choix de fournisseur ainsi que l’entrée de nouveaux arrivants sur le marché concurrençant le producteur historique se traduisent concrètement par de profonds changements dans la répartition de la production sur l’ensemble du réseau. Dans ce cas, une allocation mettant plus l’accent sur les contributions des producteurs aux transits congestionnés semble plus appropriée. En effet, une allocation destinée exclusivement ou principalement aux consommateurs aurait tendance à plus cibler la localisation géographique des consommateurs que leur choix économique. Il est ainsi possible qu’un consommateur reçoive un paiement élevé pour une congestion relevant d’un changement de production, sans qu’il ait été forcément à l’origine de ce changement de production.
1.3 Une évolution nécessaire
1.3.1 Une demande croissante
D’ici 2030, la consommation mondiale d’électricité devrait augmenter de un à deux par rapport à celle de 2007 d’après l’International Energy Agency. Divers scénarios
prédisent aussi un manque à venir de pétrole d’ici environ 20 ans. Ce manque devra être compensé par l’augmentation de la ressource électrique.
L’apparition prochaine de nouvelles technologies, parmi lesquelles nous pouvons prédire l’arrivée massive des voitures électriques, va stimuler la demande. Le graphique 1.3.1 présente les évolutions possibles de la consommation électrique en France selon différents scénarios envisagés. Les scénarios "haut" et "bas" illustrent les cas extrêmes. Le scénario "référence" est l’hypothèse de base pour les autres scénarios. Le scénario "MDE renfor-cée" prend en compte l’accélération de la maitrise de la demande d’énergie (MDE) en incluant des modifications des comportements de consommation, des optimisations de gestion des bâtiments.
Figure 1.3.1 – Prévisions d’augmentation de la demande en électricité (source RTE). La grille actuelle va donc devenir obsolète. En effet, il est difficile de greffer de nou-veaux équipements face à de nouvelles demandes sur un réseau déjà existant et qui n’a pas été pensé pour cet usage. C’est par exemple le cas pour la gestion des énergies renouvelables. Le problème de ces énergies est leur intermittence de fonctionnement qui dépend des conditions climatique et météorologique. Il est donc difficile d’assurer une fourniture stable d’électricité aux consommateurs en se basant uniquement sur des énergies de ce type. De plus, les heures de production ne correspondent pas toujours à des demandes en électricité. L’électricité produite, sans solution de stockage est perdue.
1.3 Une évolution nécessaire
De plus, la grille actuelle est basée sur une infrastructure vieillissante : les trans-formateurs et les lignes principales ont plus de 40 ans, et les stations plus de 20 ans. La perte d’énergie et d’information lors des processus de transmission et distribution n’est pas contrôlable. Les flux d’informations sont pauvres : la plupart des compteurs électriques ne fournissent pas d’information en temps réel et le relevé des données n’est effectuée que 2 fois par an. Enfin, face à l’enjeu mondial du réchauffement climatique, l’Union Européenne a mis en place des objectifs à tenir d’ici 2020 en vue de diminuer les émissions de gaz à effet de serre, optimiser l’intégration des énergies renouvelables, et baisser la consommation énergétique. Ces mesures ne sont possibles qu’après mise en place d’un réseau intelligent capable de connaitre en tout point l’état du système et de le gérer de manière efficace.
1.3.2 Vers un réseau interactif
Afin de gérer ce réseau, il est nécessaire de procéder à des changements importants sans en perturber le fonctionnement. Cette évolution importante liée aux besoins de la science se rapproche de la vision de Kuhn [37]. Cela se traduit dans le cadre de la grille par la mise en place d’un réseau de capteurs et compteurs intelligents pour communiquer les données de production et consommation afin d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande. Le réseau électrique intelligent (Smart Grid) sera alors communiquant et interactif.
En France, ERDF, principal distributeur d’énergie, a lancé le projet Linky en 2007 afin d’équiper 35 millions de clients d’ici 2021 de compteurs intelligents. Le compteur dit intelligent est un ensemble de capteurs qui permettent de fournir en temps réel la consom-mation énergétique d’une zone définie et permet en plus des actions de gestion en temps réel sur la consommation du foyer. L’installation du compteur Linky dans les foyers aurait des avantages pour tous les acteurs du réseau selon ce dernier. D’une part, Linky réduirait les couts de gestion pour les gestionnaires de réseaux. D’autre part, ces comp-teurs réduiraient les fraudes et les réclamations auprès des fournisseurs, et autoriseraient une diversification des offres proposées aux clients grâce à la richesse d’informations sup-plémentaires. D’un autre côté, pour les producteurs, un tel équipement rendrait possible une meilleure gestion des pics de consommation et une simplification de l’installation d’énergies renouvelables. Enfin, pour les clients, les factures seront établies directement d’après leur consommation réelle.
La notion de réseau plus efficace a pris une dimension planétaire et l’expression Smart Grids recouvre des dimensions différentes : certains y verront une solution numérique en aval compteur et destinée majoritairement aux clients résidentiels alors que d’autres considèrent qu’il s’agit d’une vision globale, transcendant la structure actuelle du marché énergétique pour générer des bénéfices économiques, environnementaux et sociétaux pour tous [25, 45], voir le modèle proposé par Momoh [44, 45] à la Figure 1.3.2.
Figure 1.3.2 – Fonctions intelligentes du Smart Grid.