THESE
En vue de l’obtention duDOCTORAT DE L’UNIVERSITÉ DE TOULOUSE
Délivré par l'Université Toulouse III - Paul SabatierSpécialité « Génie Electrique »
Présentée et soutenue par Nazim PIGENET
Le 10 septembre 2009
Titre : Mise en place des outils de suivi et de prédiction de la demande électrique
à l’échelle d’un territoire, application au département du Lot
JURY
Dominique FOURTUNE (Ingénieur de l’ADEME) Christian GLAIZE (Professeur des Universités)
Bruno MAGIMEL (Ingénieur d’EDF) Bernard MULTON (Professeur des Universités) Françoise THELLIER (Professeur des Universités)
Georges ZISSIS (Professeur des Universités)
École doctorale : GEET
Unité de recherche : LAPLACE
Directeur de thèse : Georges ZISSIS
Rapporteurs :
Christian GLAIZE Bernard MULTON
Table des matières
Introduction ... 5
I. Contexte et Objectifs des travaux... 8
A) Problématique de la demande en électricité ... 8
B) Le contexte lotois ... 10
C) Objectifs et déroulement des travaux ... 14
II. Reconstitution de la demande électrique lotoise ... 15
A) Les variables descriptives de la demande électrique lotoise ... 15
B) Organisation et acteurs du réseau électrique lotois ... 16
C) Données relatives à la demande électrique lotoise... 20
1. Contexte et accessibilité aux données ... 20
2. Données de référence ... 20
3. Bilan des données collectées ... 24
a) Les ventes brutes facturées... 24
b) Les livraisons au réseau HTA/BT ... 33
c) Estimation de l’erreur commise en assimilant les ventes facturées aux consommations finales ... 36
d) Variation des pertes au cours des années 2003-2007... 38
III. Dynamique et mécanismes de l’offre et de la demande électrique lotoise ... 40
A) Équilibre entre production locale et consommation... 40
B) Dynamique et mécanismes de la demande électrique lotoise ... 45
1. Dynamique et mécanismes de la consommation annuelle lotoise ... 45
a) Les déterminants de la consommation annuelle des abonnés >36kVA ... 48
b) Les déterminants de la consommation annuelle des abonnés <36kVA ... 54
(1) Évolution du nombre d’abonnés <36kVA ... 54
(2) Évolution de la consommation annuelle moyenne par abonné <36kVA ... 58
(3) Décomposition par usage de la consommation d’électricité des ménages lotois ... 61
(a) Le chauffage électrique ... 64
(i) Analyse du parc lotois de logements... 70
(b) L’eau chaude sanitaire électrique ... 76
(c) L’électricité spécifique ... 86
(d) La cuisson électrique ... 89
(e) Conclusions sur la consommation des ménages lotois... 92
c) Le principal déterminant de la consommation électrique lotoise... 96
2. Dynamique et mécanismes des fluctuations horo-saisonnières de la consommation électriques lotoise ... 98
a) Analyse de la courbe de charge lotoise ... 102
(1) Les cycles de la courbe de charge lotoise ... 102
(2) Analyse du cycle hebdomadaire de la courbe de charge... 104
(3) Analyse du cycle saisonnier de la courbe de charge ... 105
(4) Analyse du cycle quotidien de la charge ... 126
(5) Analyse des pointes d’appel de puissance... 130
C) Conclusions ... 133
IV. Modélisation de la demande électrique lotoise ... 134
A) Objectifs et paramètres de la modélisation ... 134
B) Méthodologie ... 135
2. Méthodologie ... 136
3. Modélisation... 137
(1) Modélisation de la demande électrique industrielle ... 137
(2) Modélisation de la demande électrique en éclairage, hors industrie... 141
(a) Modélisation de l’éclairage résidentiel ... 141
(b) Modélisation de l’éclairage public ... 145
(c) Modélisation de l’éclairage tertiaire... 148
(d) Synthèse et conclusions... 153
(3) Modélisation de la courbe de charge des chauffe-eau électriques résidentiels asservis à un double tarif ... 154
(a) Estimation de la consommation des chauffe-eau électriques résidentiels asservis à un double tarif ... 155
Estimation du parc lotois de logements en 2003... 155
(b) Estimation de la durée quotidienne moyenne de fonctionnement des chauffe-eau électriques résidentiels ... 158
(c) Modélisation de la courbe de charge des chauffe-eau électriques résidentiels asservis ... 159
(4) Modélisation du chauffage électrique ... 171
(5) Modélisation des autres usages résidentiels ... 176
(6) Modélisation de la climatisation ... 181
(a) État des lieux de la climatisation résidentielle ... 182
(b) Modélisation de la climatisation tertiaire ... 184
(c) Conclusion... 186
(7) Synthèse ... 186
V. Applications de la modélisation ... 192
A) Réponse du modele aux fluctuations de ses déterminants ... 192
1. Les limites prévisibles du modèle pour un usage prédictif ... 192
2. Applications ... 193
a) Impact d’une redistribution des abonnés au double tarif ... 193
b) Impact d’une période de froid intense... 196
c) Impact d’une substitution des lampes à incandescence non directionnelles résidentielles par des LBC de flux équivalent... 197
d) Impact d’une croissance de 15% du nombre de ménages ... 199
B) A propos du suivi de la demande électrique ... 202
Conclusion... 203
Acronymes ... 205
Bibliographie ... 206
Annexes ... 209
Annexe 1 - Données collectées relatives à la demande électrique avec leurs sources ... 210
Annexe 2 : Récapitulatif de la collecte des données relatives à la demande électrique lotoise et française... 212
Annexe 3 - Options tarifaires souscrites par la clientèle lotoise d’EDF ... 213
Annexe 4 – La Fédération d’électricité du Lot et ses missions... 215
Annexe 5 – Répartition des parcs lotois et français de logements en 1999 ... 216
Annexe 6 – Notion de Degré Jour (DJ) et de Degré Jour Unifié (DJU) ... 222
INTRODUCTION
En renonçant au renforcement de l’alimentation de son chef lieu, Cahors, par une ligne à très haute tension, le département du Lot a résolument inscrit son territoire riche d’un patrimoine exceptionnel dans une dynamique de développement durable.
La réussite du projet reste toutefois subordonnée à celle d’une ambitieuse politique départementale de maîtrise de la demande en électricité (MDE). Car au cours de ces vingt dernières années, le département a vu croître sa consommation d’électricité de 85%, son nombre d’abonnés EDF de 30% et la pointe d’appel de puissance de 60%. Le département connaît en outre une croissance démographique sans précédent et son industrie, fortement diminuée après la fermeture du site métallurgique Péchiney dans les années 80, connaît aujourd’hui un nouveau départ, à rebours de la tendance régionale et nationale.
L’objectif de la MDE est de limiter le recours à l’énergie électrique. Son efficacité économique se mesure en comparant les coûts d’énergie et de puissance électrique évités (NégaWatts) à ceux de l’augmentation de la capacité de production (MégaWatts) et de transport (MégaVoltAmpère) d’électricité.
La conception d’un programme de MDE nécessite donc de pouvoir estimer les gains potentiels de chacune de ses actions en terme de consommation mais aussi de puissance alors que le suivi du programme implique de pouvoir interpréter les fluctuations de la demande électrique. Dans les deux cas de figure une compréhension des mécanismes influençant la demande électrique est indispensable.
L’objectif de cette thèse est d’identifier ces mécanismes et d’en déduire une modélisation de la demande électrique du département du Lot.
Espérer accéder à l’ensemble des paramètres de la demande électrique lotoise est illusoire, tant leur nombre est élevé. Il est cependant possible d’en extraire les principaux et en déduire une modélisation qui satisfasse aux objectifs précédemment définis, c’est ce que nous montrerons dans cette thèse.
Certains modèles existent déjà et permettent de répondre théoriquement à ces objectifs. Il faut les replacer dans un cadre méthodologique, exposer leurs limites et tenter de développer de nouvelles approches qui satisfassent au contexte lotois. La thèse doit pour cela aborder les enjeux suivants :
• Comment définir la demande électrique ?
• Quelles données sont nécessaires pour analyser la demande électrique lotoise ? • Quelles données sont disponibles pour le Lot ?
• Comment exploiter les données disponibles ? • Comment s’affranchir des données manquantes ?
Pour mener à bien ce travail, la thèse a été structurée en cinq chapitres :
Dans le premier, après avoir présenté les enjeux de la Maîtrise de la Demande d’Electricité, nous exposerons le contexte ayant amené les responsables politiques lotois à lancer un programme de MDE et à financer, en partie, les présents travaux. Nous montrerons
notamment en quoi les objectifs de cette thèse répondent aux besoins du programme de MDE. Il y est également fait référence au déroulement des travaux de recherche.
Le second chapitre définit la demande électrique et les données nécessaires à son analyse dans le contexte lotois. Le réseau électrique lotois et ses principaux acteurs y sont également présentés. Un bilan quantitatif et qualitatif des données collectées conclut ce chapitre.
L’équilibre offre/demande et les mécanismes de la demande électrique lotoise sont étudiés dans le troisième chapitre. Un comparatif Lot/France est notamment mené afin de rechercher des convergences et des critères d’extrapolation. Cette analyse de la demande électrique lotoise débouche sur l’identification de ses principaux déterminants.
Le quatrième chapitre constitue l’aboutissement du travail précédent puisqu’il définit la structure et les hypothèses de l’outil de modélisation de la demande électrique lotoise. Après une synthèse des modèles existants, un outil de modélisation adapté au contexte lotois sera alors proposé et développé. Ce modèle fait la synthèse entre une approche de type bottom-up basée sur un nombre réduit de déterminants et une approche analytique avec une modélisation des chauffe-eau électriques asservis à un double tarif. La cohérence des résultats obtenus est ensuite étudiée.
Le cinquième chapitre est consacré aux applications de l’outil développé. Il s’agit notamment d’étudier le champ d’application de l’outil et ses limites. Des scénarios prédictifs sont ensuite testés et une méthodologie de mise à jour des déterminants du modèle est proposée.
I.
CONTEXTE ET OBJECTIFS DES TRAVAUX
A) PROBLEMATIQUE DE LA DEMANDE EN ELECTRICITE
Dans son rapport annuel de 2007 [12], l’agence internationale de l’énergie (AIE) estimait la part de l’électricité dans la consommation finale mondiale d’énergie à 16%. Pourtant, la production de cette forme d’énergie mobilise annuellement près de 39% des ressources énergétiques primaires d’origine non renouvelable et est à l’origine de 37% des
émissions anthropiques de CO2. Le fort différentiel entre mobilisation des ressources
primaires et consommation finale s’explique principalement par le rendement médiocre des centrales thermiques (32% en moyenne mondiale, tous types de centrales confondus) auquel s’ajoutent les pertes en ligne ainsi qu’aux différents stades de transformation de la tension
jusqu’à l’utilisateur final (ces pertes sont de l’ordre de 12% en France1).
De plus, la croissance mondiale de la demande en électricité s’accélère (+3,5%/an actuellement contre +2,7%/an lors de la précédente décennie 1990-2000) et l’AIE estime qu’aujourd’hui encore, un quart de la population mondiale n’a toujours pas accès à l’électricité.
Dès lors, la rationalisation des usages de l’électricité devient un instrument privilégié des politiques de maîtrise de l’énergie et de protection de l’environnement.
À cette problématique de forte absorption des ressources énergétiques primaires, il vient s’en ajouter une seconde : l’électricité est une source d’énergie difficilement stockable. Il en résulte une délicate gestion de l’équilibre offre/demande.
La problématique de gestion de l’équilibre offre/demande repose sur 4 contraintes :
• La connexion de chaque usager de l’électricité à une unité de production,
• L’anticipation de la demande en électricité afin d’adapter les moyens de
production et de transport à son évolution,
• La gestion en temps réel de l’équilibre production/consommation,
• L’optimisation économique des coûts de production et de transport.
Depuis 2003, une succession d'incidents et de coupures sur le réseau européen de transport d'électricité ont pour origine cette problématique.
Après une décennie où le secteur électrique a été marqué en France et en Europe par l'ouverture des marchés, les dernières années ont remis au premier plan les enjeux de sécurité d'approvisionnement et de sûreté de fonctionnement des systèmes électriques. En 2003, l'Italie a été victime d'une coupure généralisée. En 2005, la vague de froid qu'a subie l'Europe a conduit à des tensions sur l'équilibre entre l'offre et la demande et, le 4 novembre 2006, le réseau interconnecté européen a été victime d'un incident majeur ayant conduit à des coupures de plus de 10 000 MW en Europe.
1 Ces pertes ont été évaluées en comparant la consommation finale et la consommation intérieure d’électricité au cours des 30
Comment garantir la sûreté de fonctionnement du système électrique ?
Tandis que la sécurité d'approvisionnement désigne l'aptitude du parc de production à couvrir à tout moment, l'ensemble de la demande, la sûreté de fonctionnement décrit la capacité du système électrique à évacuer l'électricité des producteurs pour la délivrer aux consommateurs. À ce titre, la sûreté de fonctionnement du système électrique relève principalement du gestionnaire du réseau public de transport.
Plusieurs incidents peuvent être à l'origine d'une défaillance en matière de sûreté de fonctionnement. Les défaillances peuvent en effet être liées à un problème affectant les infrastructures du réseau, par exemple la perte d'une ligne à très haute tension en raison de problèmes climatiques. Elles peuvent aussi être liées à un problème d'exploitation, souvent dû à un manque de coordination avec les gestionnaires des réseaux voisins comme l'ont illustré la coupure généralisée italienne en 2003 et les coupures du 4 novembre 2006.
La définition d'une politique en matière de sûreté de fonctionnement du système électrique est essentielle, compte tenu de l’importance de l'électricité pour le fonctionnement de notre société. Cette politique doit s'articuler autour de deux volets : la prévention afin de limiter le risque d'occurrence d'une crise et la gestion de la crise qu'il est nécessaire d'anticiper
car le risque zéro n'existe pas2.
La problématique lotoise, que nous allons développer dans le prochain paragraphe, s’inscrit dans l’objectif de sûreté de fonctionnement du système électrique français, et la modélisation de la demande en électricité du Lot, objectif des présents travaux, peut être un
outil efficace de prévention local d’une crise.
2 Texte extrait du site internet de la DGEMP [11] à la rubrique Comment garantir la sûreté de fonctionnement du système
B) LE CONTEXTE LOTOIS
Entre 1973 et 2006 la consommation d’électricité du Lot a quasiment triplé3 sans que
les infrastructures de transport n’aient évolué4. La sûreté d’approvisionnement du
département ainsi que la qualité du courant s’en sont trouvées très affectées, entraînant à plusieurs reprises des coupures dans la région de Cahors, la plus peuplée du département.
Figure 1 : les zones en contrainte dans le département du Lot
Figure 1 – Les zones en contrainte dans le département du Lot avant les travaux de rénovation sur l’axe Cahors-Férouge, d’après données de 2002
Sur la figure 1 sont représentées les trois lignes 63 kV alimentant la région de Cahors avec leur zone d’alimentation indépendante respective. Si un incident se produit sur n’importe
lequel des deux axes débouclés5, il y aura coupure de clientèle dans la zone d’alimentation
indépendante considérée. Cependant, la zone de Cahors (nœud de raccordement des trois lignes) est celle ou la densité de population est la plus grande et nécessite, en période de pointe, le recours aux trois lignes, d’où le risque de coupure sur l’ensemble des trois axes en cas d’incident sur n’importe laquelle des trois lignes. Ce scénario s’est effectivement produit à
3 Passant de 378 GWh en 1973 à près de 1000 GWh en 2006.
4 La zone de Cahors (chef lieu du département et région la plus peuplée du département) est alimentée par trois lignes HT de
63 kV datant des années 1940. Depuis 2007, l’axe Férouge-Cahors a été rénové et renforcé.
5 Les points de débouclage (ouverture du circuit) sont représentés par deux ronds rouges sur la carte. Le système de
débouclage est une mesure de sécurité qui permet au gestionnaire du réseau d’isoler les zones où se produisent les incidents pour ne pas fragiliser le reste du réseau.
Capacité : 53,4 MW Transit : 11,8 MW Capacité : 44,6 MW Transit : 61,7 MW Capacité : 44,6 MW Transit : 39,3 MW Capacité : 64,8 MW Transit : 22,9 MW
plusieurs reprises ces dernières années, privant une part très importante de la population lotoise d’électricité pendant plus d’une heure.
De ces trois axes, le plus fragile est la ligne 63 kV Férouge-Cahors datant de 1940. En effet, cette ligne suit le tracé de l’autoroute A20 (axe Toulouse-Paris) et dessert les zones qui connaissent la plus forte croissance de population du département comme l’illustrent les figures 2 et 3.
Figure 2 – Densité de population par commune en 1999 Figure 3 - Taux d'évolution annuel moyen de
la population entre 1990-1999
La solution initiale proposée par EDF et RTE pour sécuriser l’alimentation de Cahors consistait à relier directement Cahors à une ligne aérienne THT de 225 kV.
Suite au débat local qui s’en est suivi6 et à la forte opposition des associations lotoises
de défense de l’environnement, le projet initial proposé par EDF est abandonné en 2003 par la préfecture du Lot au profit d’une solution alternative proposée par la FDEL (cf. Annexe 4) :
la reconstruction et le renforcement du maillon faible de l’alimentation lotoise7 accompagné
de la mise en place d’un programme de maîtrise de la demande en électricité (MDE) sur l’ensemble du département.
6 Débat nourri par de nombreuses études alternatives sur l’alimentation électrique du Lot [5], [7] et [13].
Figure 4 : la solution de renforcement retenue
Ce renforcement, présenté sur la figure 4, consistait à rénover et à enfouir partiellement la ligne 63 kV entre Férouge et Cahors, avec un doublement du circuit entre Férouge et Gourdon.
De la sorte, l’axe Férouge-Cahors se voit délesté des livraisons destinées aux postes sources situés entre Férouge et Gourdon et alimentés par une ligne 63 kV indépendante. Ces travaux de renforcement se sont déroulés entre 2003 et 2006.
Cependant, d’après les estimations de RTE, compte tenu de l’accroissement annuel
moyen de 2,3%8 des appels de puissance de pointe sur les postes en contrainte, le
renforcement de la ligne Cahors-Gourdon risquait de devenir obsolète dès 2020. C’est
pourquoi, ces travaux devaient être accompagnés d’un programme de MDE9.
Le choix de cibler la totalité d’un département pour ce programme de MDE en fait un projet pilote en France.
En décembre 2003, un premier accord cadre est signé entre les différents partenaires
financeurs du programme de MDE10. Cet accord fixe les orientations du programme de MDE,
ses axes d’intervention ainsi que son organisation, un second accord sera signé quatre ans plus
tard11 en janvier 2008.
Les orientations définies par l’accord cadre de janvier 2008 sont les suivantes :
• Sécuriser le réseau de transport de l’électricité
• Réduire significativement les pointes de consommation électrique :
augmenter l’efficacité énergétique des usages de l’électricité pour en maîtriser les consommations
8 Ce chiffre fournit par RTE en 1999 et reprit dans un rapport de la DRIRE [1] est corrigé des variations climatiques, qui influent
sur les consommations de chauffage électrique.
9 Selon les conclusions de la commission d’enquête chargée de valider l’utilité publique de la solution alternative au projet d’EDF
et publiées en juin 2004 : « La M.D.E. est essentielle pour résoudre les problèmes énergétiques du département, avec nécessité de mettre en œuvre un programme précis ».
10 Ces partenaires sont des représentants de l’Etat (Préfecture du lot, DRIRE et ADEME), des collectivités locales (Conseil
Régional de Midi-Pyrénées et Conseil Général du Lot) et d’EDF.
11 Ce dernier est plus précis et cible davantage les axes d’intervention sur des actions capables d’agir sur la pérennité des
lignes. Les signataires de ce nouvel accord cadre sont : la préfecture du Lot, l’ ADEME, la région Midi-Pyrénées, le département du Lot, l’association des élus du Lot, l’ERD, RTE et la FDEL.
• Développer les énergies locales et renouvelables du territoire
• Réduire les émissions de gaz à effet de serre des usages liés à l’électricité et
à l’énergie
La mise en œuvre des orientations définies par l’accord cadre s’appuie sur deux
comités : un comité de pilotage12 où siègent les représentants des signataires et un comité
opérationnel13.
La première action entreprise dans le cadre du programme de MDE a été de définir l’état initial de la demande électrique dans le Lot et d’évaluer les potentiels de MDE et de PDE du département.
Cette action a donné lieu à une étude [10] ainsi qu’à mon recrutement par la FDEL14
dans le cadre d’un contrat CIFRE.
L’étude est à l’origine d’un programme d’actions (cf figure 5) et mon travail au sein de la FDEL a permis de développer les outils d’évaluation du programme et le suivi de la demande électrique lotoise. Ce travail a également permis de réviser et de compléter le travail
entrepris par le groupement de bureaux d’étude15 et de mieux cibler le programme d’actions.
Secteur
d'activité visé Usages visés
Objectifs annuels en plus du tendanciel (en nombre d'unités) kW évités à la pointe consommation annuelle d'électricité évitée
Action 1 Gestionnaire d'énergie Gd Public Chauffage électrique 387 25% 6%
Action 2 Insert bois Gd Public Chauffage électrique 244 20% 15%
Action 3 cogénération Collect/Entrep Production décentralisée d'électricité 1 14% 0% Action 4 Réseaux de chaleur bois Tous Chauffage électrique, Chauffeaux électriques 1 9% 4%
Action 5 LBC Gd Public Eclairage 20 700 6% 28%
Action 6 Diagnostics industriels Entreprises Moteurs électriques, Eclairage, ... 16 4% 7% Action 7 Conseils d'Orientation Energétique Collectivités Eclairage, chauffage électrique, informatique… 4 4% 5% Action 8 Froid résidentiel performant (A+) Gd Public Froid 1 943 4% 8% Action 9 Isolation résidentielle Gd Public Chauffage électrique 142 4% 3% Action 10 Chauffe eau solaire Gd Public Chauffeaux électriques 234 3% 7%
Action 11 Froid performant Gd Distribution Entreprises Froid 2 3% 7%
Action 12 Economiseurs d'eau Gd Public Chauffeaux électriques 780 2% 4% Action 13 Eclairage performant Gd Distribution Entreprises Eclairage 2 1% 2% Action 14 Diagnostics Eclairage Public Collectivités Eclairage 13 1% 3%
Action 15 Communication Tous 6 876 kW 24 020 MWh
Action 16 Préfinancements Gd Public Action 17 Mise en œuvre, évaluation et suivi
ACTIONS
Programme d'actions jusqu'en 2010 CIBLES et OBJECTIFS Répartition annuelle de l'efficacité relative des actions
Moyens de mise en œuvre du programme
Figure 5 : le programme d’actions pour la MDE du Lot avec ses objectifs chiffrés, 2005
12 Instance décisionnelle chargée de débattre et de valider les orientations du programme de MDE, d’engager et de suivre
l’accord-cadre liant les acteurs institutionnels et les opérateurs énergétiques, d’entériner les axes de communication, notamment en ce qui concerne les résultats obtenus et l’évolution du contexte ayant justifié la mise en place du programme.
13 Le comité opérationnel a pour mission de mettre en œuvre les actions, d’échanger avec les acteurs locaux, d’organiser la
communication et la promotion du programme de MDE, d’évaluer le programme et de rendre compte au comité de pilotage. Ce comité est également force de proposition et ce sont généralement ses initiatives qui sont débattues en comité de pilotage. Ce comité est composé de représentants de la FDEL, de l’agence locale de l’énergie Quercy Energies, de l’ADEME, la DRIRE, du Conseil Général du Lot et de la Préfecture.
14 La FDEL est un service public fédérant les syndicats d’électrification du Lot. Ses missions sont décrites en annexe 4.
C) OBJECTIFS ET DEROULEMENT DES TRAVAUX
Embauché en tant que doctorant CIFRE en octobre 2004 au sein de la FDEL dans le cadre du programme de MDE, mon travail de recherche devait consister à développer des outils de suivi et de prédiction des consommations électriques lotoises.
Cependant, mon recrutement coïncidant16 avec le lancement de l’étude point zéro [10],
dont la FDEL était maître d’ouvrage, ma première mission a été de suivre et de rendre compte de l’avancée de cette étude, mais aussi de vérifier qu’elle répondait bien au cahier des charges
qui lui avait été imposé17.
Il était également convenu qu’une fois l’étude achevée, l’outil18 ayant servi de base
aux conclusions de l’étude soit transféré à la FDEL. Cet outil, répondant en principe aux objectifs de mon travail de recherche, m’a été confié pour que je l’étudie, le mette à jour et l’optimise afin qu’il serve au suivi et au recadrage du programme de MDE.
Les conclusions du groupement de bureaux d’études devaient servir de référence à la mise en place du futur programme de MDE. Il m’a donc été demandé de synthétiser ces travaux et d’en présenter la teneur au comité de pilotage du programme MDE, ainsi qu’à ses
principaux acteurs et financeurs19.
Les deux premières années de mes recherches m’auront donc essentiellement conduit à maîtriser et à comprendre l’outil et le travail que d’autres avaient réalisé sur la problématique qui était la mienne.
En définitive l’outil s’est avéré inutilisable20 et nombre de ses hypothèses étaient en
désaccord avec la réalité lotoise. Il a donc fallu repartir à zéro pour construire un nouvel outil, plus adapté à la réalité lotoise. D’autant que la réalité lotoise, à l’image d’autres départements français, c’est aussi une base de données peu étoffée, nécessitant une réduction à l’extrême du nombre de paramètres de modélisation.
Pour répondre à l’objectif fixé, le déroulement de mes travaux de recherche a été le suivant :
• Analyse de l’étude point zéro, de l’outil CHARTER et des modèles existants
• Identification et collecte de toutes les données disponibles pouvant être utiles à
l’analyse de la demande électrique lotoise
• Analyse des données collectées
• Analyse de la demande électrique lotoise et de ses déterminants
• Modélisation de la demande électrique lotoise
• Evaluation et calibrage du modèle en agissant sur les déterminants
• Application du modèle à l’évaluation et au suivi de l’impact de scénarios
d’évolution des déterminants de la demande électrique
Ces différentes étapes seront développées au cours de ce mémoire.
16 L’étude a été lancée en juin 2004 et mon recrutement est intervenu en octobre de la même année.
17 Nombre de mes remarques n’ont malheureusement pas été prises en compte par l’étude.
18 Cet outil, permettant une décomposition de la courbe de charge par usage de l’électricité ou par secteur d’activité a été
développé par le bureau d’étude Energies Demain sous le nom de CHARTER et fait aujourd’hui figure de référence.
19 Une synthèse de l’étude [14] a été rédigée en ce sens et mise en ligne sur le site internet de la préfecture du Lot [15]. Par
la suite, j’ai été chargé de présenter cette étude à de nombreux publics (réunions publiques et forums dans le Lot, élus du lot, conseil général du Lot, conseil régional Midi-Pyrénées, préfecture du Lot, Assises de l’Energie 2007, assemblée annuelle de la FNCCR 2005).
20 De nombreux paramètres, dans la modélisation de la demande électrique lotoise, ont été fixés arbitrairement, faute de
II.
RECONSTITUTION DE LA DEMANDE ELECTRIQUE LOTOISE
A) LES VARIABLES DESCRIPTIVES DE LA DEMANDE ELECTRIQUE
LOTOISE
Tout au long de ce mémoire il est fait référence à la notion de « demande électrique ». Il convient donc de préciser cette notion, mais surtout de déterminer les variables qui permettent de la formaliser.
La notion de demande renvoie directement à celle de consommation. Or, rappelons le, c’est la dynamique de cette consommation qui est au cœur de la problématique de sécurisation du réseau électrique.
Pour illustrer ce propos, prenons le cas de deux usages résidentiels de base : l’éclairage et le froid (réfrigérateurs et combinés, hors congélateurs). Du point de vue de leur consommation annuelle moyenne, de l’ordre de 400 kWh par ménage, ces deux usages ont un poids quasi similaire. En revanche, leur charge respective sur le réseau sera bien différente. La
figure 6 nous montre qu’au cours d’une journée, l’énergie moyenne consommée par le froid
est sensiblement la même quelle que soit l’heure, alors que l’éclairage résidentiel concentre principalement sa charge sur le réseau le matin entre 7h et 8h et le soir entre 19h et 22h.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 1 4 7 10 13 16 19 22 Heure C h a rg e ( W ) Froid Eclairage
Figure 6 - Courbes de charge horaires agrégées de deux usages résidentiels sur une journée
La demande électrique lotoise à un instant t est donc la puissance agrégée appelée par l’ensemble des usages de l’électricité dans le Lot à cet instant. La représentation graphique de la variation temporelle des puissances appelées agrégées se nomme « courbe de charge ».
B) ORGANISATION ET ACTEURS DU RESEAU ELECTRIQUE LOTOIS
L’objet de ce chapitre est de décrire succinctement l’organisation du réseau électrique lotois ainsi que les responsabilités des acteurs qui y sont associés.
L’interconnexion du Lot avec le reste du réseau national se fait par les lignes haute
tension HTB21, propriété de RTE, service public en charge de la sûreté du réseau électrique
français. Le tracé de ces lignes est visible sur la figure 7 en magenta pour les lignes 63 kV et en vert pour les lignes 225 kV. La livraison se fait ensuite au niveau des postes sources (repérés par des nœuds sur la figure 7). Ces postes sources transforment la tension des lignes
HTB de 63kV en moyenne tension de 20kV pour le réseau de distribution HTA22. Les
communes lotoises sont propriétaires du réseau de distribution HTA, à l’exception des lignes HTA servant au transport ferroviaire, propriété de la SNCF. La SNCF est d’ailleurs le seul client du Lot alimenté directement par des postes sources de RTE dédiés. Ces sous stations SNCF sont au nombre de huit et sont situées à :
- Cahors, - Cieurac, - Degagnac, - Gignac,
- Gourdon (indépendant du poste de distribution depuis le renforcement réalisé en 2007),
- La Mothe Fénelon, - Souillac,
- Saint Denis de Catus
Le reste des 116 060 clients lotois (données 2006) est alimenté par 15 postes sources, dont treize sont situés sur le département du Lot à :
- Assier,
- Cahors (indépendant de la sous station SNCF), - Cajarc, - Ferouge, - Figeac, - Gourdon, - Lalbenque, - Lavaur, - Meymes, - Rignac, - Sainte-Alauzie, - Saint-Cere, - Saint-Henri.
Et deux sont situés sur des départements limitrophes, à :
- Sioniac (dans le département de Corrèze),
- Maurs (dans le département du Cantal).
21 Le réseau HTB concerne les lignes haute tension pour lesquelles la tension efficace Veff>50 kV.
Figure 7 - Carte du réseau HTB du LOT
La figure 8 nous montre le découpage communal de l’alimentation du Lot selon l’origine du poste de livraison. À chaque poste correspond une couleur délimitant sa zone de livraison, les zones blanches correspondant aux communes alimentées par plusieurs postes sources. Cette carte illustre la multiplicité des connections entre communes et postes sources.
Les 6600 km de réseau BT, au même titre que le réseau HTA, sont la propriété des communes lotoises, à qui revient la responsabilité du service public d’électrification des usagers et du contrôle de la concession accordée au distributeur, à savoir Electricité Réseau Distribution de France (ERDF). Pour assurer ce service, les communes lotoises se sont regroupées en syndicats d’électrification que la Fédération départementale d’électricité du Lot (FDEL) fédère. Le financement de ce service public est assuré par une redevance versée par le LOT-ET-GARONNE AVEYRON CANTAL CORREZE DORDOGNE LOT TARN-ET-GARONNE GOURDON BRIVE-LA -GAILLARDE FIGEAC CAHORS NEPES NO AILLES (SNC F) GIGN AC (SNC F) SION IAC LA VAL-D E -CE RE I LAVAUR II BR UGALE SO UILLAC ST-CER E LA MOTHE-FENELON (SNC F) RIGN AC GOURD ON MAURS ASSIER DEGAG NAC (SNC F) FIGEAC ST-DEN IS-CATUS (SNC F) SAINT HENR I FU MEL LUZECH CAJARC CIEURAC (SNCF) LALBEN QUE ST E-AL AU ZIE MO NTPEZAT (SNC F) LAUZERT E CAHOR S CAHOR S (SNC F) MEYMES HAUTEFAGE CROS D E MONTVERT (Po rtique) (Portique) LAMATIVIE TALAMET LAVAL-DE -CERE II FEROUGE
distributeur ainsi que par une taxe payée par les usagers, proportionnellement à leur
consommation et leur abonnement23, et acquittée sur chaque facture EDF.
Figure 8 – Carte de répartition des zones de livraison des postes sources
Figure 9 - Maillage HTA à partir des postes sources
Seuls les 416 plus importants consommateurs du Lot sont alimentés directement par les 5300 km de réseau de distribution moyenne tension HTA (cf : figure 9). Les 115 644 autres clients sont alimentés par un second niveau de transformation, le réseau basse tension
BT24, connecté au réseau HTA par les 5882 postes de transformation HTA/BT.
La responsabilité du réseau électrique lotois se partage donc entre 3 acteurs :
- RTE pour tout ce qui touche au réseau de transport HTB,
- Les communes lotoises, par le biais de la FDEL, pour le réseau de distribution
HTA/BT, dont elles sont propriétaires25,
- ERDF pour ce qui est de la distribution sur le réseau HTA/BT.
La problématique d’alimentation électrique du Lot évoquée précédemment portait sur le tronçon de ligne HTB Férouge-Cahors et relevait donc de la responsabilité de RTE. Les 56 M€ de travaux de renforcement de cet axe ont donc été financés par RTE.
Pour ce qui est de la fourniture d’électricité, l’ouverture complète de ce marché à la concurrence depuis le 1er juillet 2007 a sensiblement modifié le nombre d’acteurs de ce marché. Ce qui tend à rendre encore plus complexe la collecte de données de consommation. L’historique des étapes du processus de libéralisation du marché national de l’électricité peut se résumer ainsi :
- En 1999 : 20 % du marché national (88 TWh) est ouvert à la concurrence. Soit 200
sites dont la consommation était supérieure à 100 GWh/an
23 De l’ordre de 12%.
24 Le réseau BT concerne les lignes basse tension pour lesquelles la tension efficace Veff < 1 kV.
- En 2000 : 30 % du marché national (130 TWh) est ouvert à la concurrence. Soit
1400 sites dont la consommation était supérieure à 16 GWh/an. Un à deux sites seront concernés dans le Lot ;
- En 2003 : 37 % du marché (160 TWh) est ouvert à la concurrence. Soit 3200 sites
industriels et tertiaires dont la consommation était supérieure à 7 GWh/an ;
- En 2004 : 70 % du marché (~310 TWh) est ouvert à la concurrence. Soit
l’ensemble des 2,3 millions de sites non domestiques ;
- Au 1er juillet 2007 : 100% du marché (~450TWh), soit 27 millions de clients
domestiques.
À ce jour, je n’ai pu obtenir d’information ni sur le nombre de fournisseurs implantés sur le Lot (en dehors du fournisseur historique) ni sur le nombre et la consommation des clients fournis. Le nom de POWEO a parfois circulé, notamment pour la fourniture de certains clients industriels, mais sans plus d’informations. Il semble de toute façon qu’à ce jour, cette implantation reste très marginale, du fait notamment de la persistance d’un tarif régulé attractif. Pour autant, ce manque de transparence risque d’être fortement préjudiciable pour le suivi de la demande électrique lotoise. D’autant que l’étude de l’historique des consommations révèle que la consommation des clients fournis par les concurrents d’EDF n’a probablement pas toujours été insignifiante. Cet aspect sera étudié dans le chapitre relatif à l’analyse de la demande électrique lotoise.
C) DONNEES RELATIVES A LA DEMANDE ELECTRIQUE LOTOISE
L’organisation du réseau de distribution électrique dans le Lot ayant été abordée, il reste maintenant à déterminer quelles données seront à recueillir pour déterminer la demande électrique lotoise.
1. CONTEXTE ET ACCESSIBILITE AUX DONNEES
Depuis l’ouverture totale du marché de l’électricité en juillet 2007, ERDF est devenu l’acteur incontournable pour l’obtention de données relatives à la distribution d’électricité. Cependant, l’accès à ces données reste extrêmement difficile compte tenu du nouveau contexte concurrentiel. En effet, ces données sont considérées comme confidentielles et leur délivrance nécessite une autorisation préalable accompagnée de la signature d’un accord de confidentialité.
Néanmoins, ni le caractère indispensable de ces données pour le suivi et la réussite du programme, ni la signature d’un accord de confidentialité ne sont synonymes du précieux sésame. En effet, ERDF est une structure nouvelle qui, au même titre que son aînée RTE, sont issues du service public EDF. Or, l’opérateur historique, qui conserve une forte influence au sein de ces nouvelles structures, n’a aucun intérêt commercial à ce que des données stratégiques pour son marché puissent être communiquées. Par ailleurs, l’intrusion récente des collectivités dans la gestion de la demande électrique n’est probablement pas non plus de nature à satisfaire l’opérateur historique dont les intérêts commerciaux peuvent être en contradiction avec les objectifs d’un programme de MDE.
Toutefois, l’appui marqué de la préfecture du Lot et la bonne volonté des représentants locaux d’EDF et du RTE ont permis l’obtention de données qui, en dehors du cadre particulier du programme MDE dans le Lot, n’auraient jamais pu être communiquées. Il faut en effet savoir qu’il existe aujourd’hui de nombreux garde-fous juridiques capables de restreindre considérablement l’accès à ces données. Le dernier mot reviendra donc toujours à l’opérateur historique. La reproductibilité des données se trouve donc entièrement subordonnée à cette contrainte.
2. DONNEES DE REFERENCE
L’objectif de la collecte est de pouvoir connaître l’état de la demande électrique lotoise. Un historique des ses variations ainsi que toute information relative à sa répartition par usage ou par secteur d’activité s’avéreraient également précieuses pour l’analyse de ses déterminants.
Essayons maintenant de dresser un inventaire des données nécessaires à la réussite de notre objectif de collecte.
Comme cela a déjà été précisé en 3-1, la demande électrique lotoise est caractérisée par la variation temporelle agrégée de l’ensemble des usages de l’électricité dans le Lot. Il s’agit donc de la somme synchrone des courbes de charge de tous les abonnés du Lot. Or, si chaque abonné dispose d’un compteur énergétique, rares sont ceux équipés d’un dispositif d’enregistrement périodique. Pour la grande majorité des abonnés, le seul enregistrement effectué est celui de l’opérateur qui vient relever les consommations une à trois fois par an, qui plus est, de manière asynchrone. La demande électrique lotoise n’est donc pas directement
instrumentée et mesurée. En revanche, la demande à approvisionner en temps réel par le réseau HTB est instrumentée par RTE, au niveau de chaque poste source. Ces données sont donc indispensables à la reconstitution de la demande.
Il existe pourtant dans le Lot d’autres sources d’approvisionnement en électricité que les postes sources. C’est le cas de la production hydraulique et micro-hydraulique, injectée
directement sur les réseaux HTA / BT ou autoconsommée26 ainsi que de la production
d’origine photovoltaïque, bien qu’encore très marginale. L’acquisition de ces données est donc indispensable à notre objectif. Remarquons d’ailleurs qu’à moyen terme, le développement de petites unités de production décentralisée telles que panneaux photovoltaïques, éoliennes, cogénération ou piles à combustible pourrait amplifier cette source secondaire d’approvisionnement et soulager d’autant la contrainte sur le réseau HTB.
La liste des données qui ont pu être collectées en ce sens est consignée dans l’annexe
1.
L’exploitation de ces données ne permettra toutefois pas de connaître précisément la demande électrique lotoise. En effet, les réseaux étant interconnectés, une partie de la livraison aux postes sources desservant le Lot est exportée vers les départements limitrophes sans que l’on puisse en connaître la proportion, faute d’instrumentation. De plus, entre les consommateurs finaux et les livraisons au réseau lotois, une partie de l’énergie se dissipe par effet Joule dans les lignes HTA et BT ainsi qu’au niveau des différents postes de transformation. Là encore, aucune information n’a pu nous être communiquée sur ces pertes,
si ce n’est un ordre de grandeur de 3 à 5% de l’énergie annuelle livrée au réseau HTA/BT27.
Ces pertes sont de trois ordres :
• Les pertes Joule Pj dans le réseau de distribution HTA et BT, ainsi que
dans le bobinage des transformateurs HTB/HTA, HTA/BT et BT/Client
• Les pertes fer Pf dans les transformateurs HTB/HTA, HTA/BT et
BT/Client
• Les pertes dues au refroidissement Pr des transformateurs HTB/HTA
Au niveau du ième départ28, primaire/secondaire de transformateur, les pertes Joule pji
valent :
pji = ri.Ii2
Ii = pi / (Ui.cosφi)
ri = ρi.li/Si
Soit : pji = ri. pi 2/(Ui 2.cos2φi)
ri, Ui et cosφi étant supposés constants sur chaque départ, on a :
Pj = Σ pji = K. Σ pi 2 = K.P2 (1)
Où K = Σ (ri / (Ui 2.cos2φi)) = Constante
avec :
ri : résistance du conducteur i
Ii : intensité efficace circulant dans le conducteur i
26 A noter que la production décentralisée d’électricité par d’autres filières telles que le photovoltaïque, l’éolien ou la
cogénération est encore à ce jour, soit inexistante (éolien, cogénération), soit insignifiante (photovoltaïque).
27 A comparer à l’estimation RTE de 6.5% de pertes sur l’ensemble du réseau intérieur français dans son bilan annuel 2007
[17].
Ui : tension efficace du départ, du primaire ou du secondaire du transformateur i
pi = puissance active transitée par le conducteur i
P = puissance active synchrone totale livrée au réseau HTA/BT K = constante
cosφi = facteur de puissance du conducteur i
ρi = résistivité du conducteur i
li = longueur du conducteur i
Si : section du conducteur i
Ainsi, les pertes Joule peuvent être calculées si l’on connaît les caractéristiques de chaque départ et de chaque transformateur, ainsi que la puissance transportée par le réseau
HTA/BT29.
Les pertes fer pfj au niveau du circuit magnétique j de chaque transformateur peuvent
s’exprimer sous la forme :
pfj = Kj’.Uj2
Avec :
Uj : tension efficace aux bornes du primaire du transformateur j
Kj’ : grandeur liée à la fréquence du courant et aux caractéristiques du transformateur j
Or, la fréquence du courant pouvant être supposée constante, tout comme la tension Uj
soit pfj = Constante
et Pf = Σ pji = Constante = K0f (2)
L’échauffement des transformateurs HTB/HTA est dû aux pertes Joule dans les circuits du transformateur. Son refroidissement est assuré par le pompage d’un fluide caloporteur dont le débit est étudié pour limiter l’échauffement induit par les pertes Joule.
Les pertes Pr sont donc égales à la puissance synchrone consommée par les 15 pompes
de refroidissement des postes sources alimentant le Lot.
Si l’on considère que ces pompes fonctionnent à débit constant, alors les pertes Pr
seront constantes.
Soit Pr = constante = K0r (3)
Ainsi, l’ensemble des pertes PP sur le réseau HTA/BT couplé aux 15 postes sources
alimentant le département du Lot peut s’exprimer sous la forme : PP = Pj + Pf + Pr
soit PP = K.P2 + K0 (4)
où K0 = K0f + K0r = Constante
et P = PL + PH (5)
avec :
K0 : pertes constantes sur le réseau
PL : puissance synchrone livrée aux 15 postes sources alimentant le Lot
PH : puissance synchrone produite localement et livrée au réseau HTA/BT
Les données disponibles n’ont pas permis d’estimer K et K0. Seul un audit du réseau
lotois permettrait d’estimer convenablement ces deux constantes.
D’après (4), les pertes Joule sont les seules pertes variables dans le temps, puisque P
est une fonction du temps et que K0 est une constante. Ainsi, il est possible de connaître le
taux de variation temporelle des pertes sur le réseau, sans connaître K ou K0, à partir des
seules variations temporelles de P2.
Or, d’après (5), connaissant la puissance PL moyenne enregistrée toutes les 10 minutes
par RTE et les livraisons mensuelles30 EHm de la production hydraulique injectée sur le réseau
HTA, on peut estimer P.
On a : PH (m)= EHm / Nm (6)
et d’après (5) P(t,m) = PL(t) + PH(m) (7)
Avec :
PH(m) : puissance synchrone moyenne produite localement et livrée au réseau
HTA/BT, le mois m.
PL(t) : puissance synchrone moyenne livrée aux postes sources dans l’intervalle de
temps [t- ∆t ; t] ∆t : pas de temps
Nm : nombre de pas de temps ∆t compris dans le mois m31
Ainsi d’après (4) et (7), sur une année, l’énergie EP perdue dans le réseau HTA/BT
couplé aux 15 postes sources alimentant le Lot vaut :
∑
∑ ∑
= = ∆ ∆ = + + = 12 1 0 12 1 . 2 . )) ( ) ( ( . m m m t N t t H L p K P t P m K N E m (8)Le taux de variation θij des pertes annuelles entre les années i et j peut donc s’écrire :
∑ ∑
∑
∑
∑ ∑
= ∆ ∆ = = = ∆ ∆ = ∆ ∆ = − = − = 12 1 . 2 12 1 12 1 . 2 . 2 ) , ( ) , ( ) , ( m t N t t i m m t N t t i t N t t j pi pi pj ij m m m m t P m t P m t P E E E θ (9)Le bilan énergétique annuel est le suivant :
E = EL + EH – EP – EX (10)
EX = k1. (EL + EH) (11)
EP = k2.(EL + EH) (12)
Avec :
E : énergie finale consommée par l’ensemble des usagers lotois, hors SNCF.
EL : énergie livrée à l’ensemble des 15 postes sources alimentant le Lot, hors SNCF. EH : énergie injectée par les centrales hydrauliques sur le réseau HTA lotois.
30 Seules des données mensuelles de production hydraulique injectée en HTA ont pu être obtenues.
EP : part de l’énergie (EL + EH) dissipée dans le réseau HTA et BT, ainsi que dans les
postes de transformation HTB/HTA, HTA/BT et BT/usagers
EX : part de l’énergie (EL + EH) consommée hors du Lot
k1, k2 : coefficients compris entre 0 et 1
D’après (10), la consommation finale E des usagers lotois (cf annexe 1) peut donc
nous permettre, par comparaison avec les livraisons annuelles brutes EL et EH, d’évaluer la
quantité d’énergie dissipée et exportée. Soit :
EP + EX = EL + EH –E (13)
Pour être en mesure de reconstituer la demande électrique lotoise, la collecte doit donc
nous permettre de déterminer les termes EL, EH et E.
3. BILAN DES DONNEES COLLECTEES
Malgré une fructueuse collecte, il s’avère que nombre de données sont difficilement exploitables et cela pour deux raisons :
- Les recoupements entre données issues d’origines diverses (Etudes, rapports,
etc…) font ressortir des écarts sensibles;
- Les données collectées d’une même source concernent souvent des périodes brèves
et/ou anciennes. Il est donc difficile de suivre l’évolution temporelle des données d’une même source sur une longue période et jusqu’à une date récente. Le tableau de l’annexe 2, qui récapitule la nature des données collectées selon la période décrite, montre que le nombre de données pour lesquelles il existe un historique étendu est très limité ;
- Les données collectées n’ont pas toutes la même échelle de temps. Certaines sont
annuelles, mensuelles, quotidiennes, horaires ou au pas de 10 minutes. Leur combinaison, indispensable en vue de la reconstitution de la demande électrique lotoise, limite donc les choix dans l’échelle d’analyse temporelle ou génère des incertitudes ;
- Certaines données sont manquantes ou partielles, ce qui limite la qualité de
l’analyse
Nous allons maintenant faire un bilan des données collectées au regard de notre objectif de reconstitution de la demande électrique lotoise.
a) Les ventes brutes facturées
Le tableau 1 liste l’ensemble des sources à partir desquelles des données lotoises de consommation annuelle ont pu être recueillies. Afin de pouvoir être confrontées, n’apparaissent que des années ou ces données peuvent être comparées.
Pour être comparées aux autres, les données de la DGEMP doivent être purgées des consommations de la SNCF, qui n’est pas livrée par EDF. Cette consommation est fournie
dans chaque bilan annuel DGEMP, il suffit donc de la déduire du total (cf colonne « Estimations hors SNCF »). Comme on peut le constater ces écarts varient entre 2,9% et 4,7%.
Essayons maintenant de comprendre l’origine de ces écarts.
Consommations lotoises en GWh
Sources Nature des données comptabilisées 1987 1996 1999
DGEMP [9] Estimations 584,4 ND 830,8
DGEMP [9] Estimations hors SNCF 546,3 ND 793,5
DRIRE [1] et [2]
Ventes facturées par EDF ND 687,4 807,7
DRIRE [1] Ventes EDF facturées + variation d'énergie
en compteur
522,6 719,7 ND
Rapport Depris [5]
Ventes facturées par EDF 532,9 ND ND
Ecart maximal entre ces valeurs 4.5% 4,7% 2,9%
ND : données non disponibles
Tableau 1 – Exemples de recoupements de données selon la source
Après quelques recherches, il s’avère que la méthode de comptabilisation est à l’origine de ces écarts.
- Dans le rapport Depris [5], il est fait référence à des ventes annuelles brutes
d’EDF, c'est-à-dire à la somme des relèves annuelles de compteurs.
- Les consommations fournies par la DGEMP sont basées sur les ventes annuelles
brutes d’EDF32 et sur des estimations pour ce qui est des consommations HT
(notamment pour l’industrie). En effet, cette méthode de reconstitution par des ratios nationaux par branche et par emploi permet d’intégrer la production d’électricité autoconsommée par certaines industries dans le bilan énergétique
national. Cependant, dans le Lot, depuis la fermeture de l’usine
électrométallurgique Péchiney en 1986, il n’existe plus d’industrie autoproductrice d’électricité, ce qui génère des erreurs dans les calculs de la DGEMP, basés sur des hypothèses nationales. A noter que ces ratios, issus d’enquêtes menées régulièrement par la DGEMP, restent confidentiels.
- Enfin, dans l’historique des consommations issues du rapport de la DRIRE [1], il
est fait référence à des « ventes facturées par EDF + variation d’énergie en compteur ». Ce que désigne la « variation en compteur » reste encore un mystère.
S’agit-il de la consommation réelle33 ? D’une estimation annuelle d’EDF des
consommations réelles de ses abonnés à partir des relèves de compteur ? Si oui, par quel calcul a-t-elle pu être déduite des ventes brutes?
32 En effet, chaque fois qu’un recoupement a été possible, les données de consommations en BT de la DGEMP correspondaient
exactement aux ventes brutes d’EDF aux abonnés BLEU.
33 Les ventes brutes ne faisant référence qu’à une somme annuelle de relevés de compteurs et exécutés à des dates non
Compte tenu du caractère périodique et reproductible des relèves de compteur, les ventes brutes facturées par les fournisseurs d’électricité semblent la source d’estimation des consommations finales annuelles la plus fiable. D’autant qu’il est acquis que ces données pourront être actualisées annuellement.
Toutefois, l’assimilation des ventes facturées à la consommation finale comporte une marge d’erreur.
En effet, pour des questions de coût et de logistique, EDF ne peut venir relever le
compteur de chacun de ses abonnés le 1er janvier de chaque année. L’opérateur historique
effectue donc une à plusieurs relèves périodiques pour chacun de ses clients. Ainsi, les ventes annuelles brutes ne correspondent pas exactement à la consommation annuelle réelle, mais à la somme des relèves de compteurs enregistrées pour l’année considérée. Donc, pour les clients équipés de chauffage électrique, tout écart aux normales saisonnières de températures situé entre la dernière relève annuelle de compteur et le 31 décembre de l’année en cours aura pour incidence d’entraîner une sous/sur-consommation dont la facturation se répercutera sur la première relève de l’année suivante. Dans ces conditions, les ventes facturées lors d’années climatiques atypiques présentent un inévitable décalage par rapport aux consommations finales réelles.
Pour espérer appliquer un correctif climatique aux ventes facturées qui intègre les sur/sous-consommations de chauffage électrique, il faudrait pouvoir disposer :
• De la distribution statistique annuelle des dates de dernière relève de
compteur,
• De la distribution annuelle des températures quotidiennes moyennes,
• De la température extérieure seuil TES en dessous de laquelle il y a
déclenchement du chauffage électrique,
• De la consommation moyenne par abonné et par °C en dessous de TES.
La distribution statistique des relèves de compteurs étant aujourd’hui indisponible auprès d’EDF, toute tentative de correction climatique des ventes brutes s’en trouve compromise. D’autant que cette correction ne serait pas complète car elle n’intègrerait pas les
corrections liées à d’autres usages dépendant de la température extérieure34 ainsi qu’aux
autres paramètres climatiques comme le rayonnement solaire, la nébulosité du ciel, la vitesse du vent et les précipitations.
L’impact des paramètres climatiques autres que la température sur les consommations électriques est aujourd’hui encore mal estimé et souvent négligé, ce qui peut engendrer des
erreurs sensibles35 lors d’exercices prédictifs ou d’interprétation de la demande électrique.
La collecte de données électriques doit donc s’accompagner d’une collecte d’autant de paramètres climatiques que possible.
Une autre source de confusion réside dans l’usage abusif des termes BT ou HT pour désigner les consommations des deux grandes catégories d’abonnés. Théoriquement, une
consommation en HT sous entend que le client est alimenté directement par le réseau HT36.
Or, les seuls abonnés d’EDF bénéficiant de ce service sont les abonnés de l’option tarifaire VERT (cf annexe 3).
Si l’on recoupe les ventes EDF en « HT » et les « Ventes facturées avec variation d’énergie en compteur des abonnés JAUNE + VERT» fournies par la DRIRE [1] dans le
34 Tels que la climatisation, l’eau chaude sanitaire électrique, les appareils de réfrigération, les appareils de cuisson électrique…
35 RTE intègre la nébulosité du ciel dans ses prévisions quotidiennes d’appel de puissance [4] en se référant à un indice de
nébulosité du ciel compris entre 1 et 8, moyenné sur l’ensemble du territoire français et dont l’impact sur l’appel de puissance
en hiver peut atteindre 4 GW [16], à comparer aux 1,5 GW/°C en dessous de TES et à une puissance moyenne appelée de 55
GW .
tableau 2, on constate une très forte corrélation entre ces valeurs. La différence provient très
certainement du « mystérieux » correctif « + variations en compteur » auquel il est fait référence dans le document de la DRIRE. Le terme « HT » désigne en fait les ventes facturées
aux abonnés JAUNE+VERT37 et les ventes « BT »38 désignent celles aux abonnés BLEU. A
raison d’une consommation moyenne d’environ 5000 kWh par an pour un abonné « BT » contre environ 200 000 kWh pour un abonné « HT », cette distinction se justifie pleinement. Le profil d’un abonné « BT » étant un ménage, un petit commerçant, un petit bâtiment communal etc., alors que celui d’un abonné « HT » va de la PME/PMI à l’industrie lourde, en passant par l’hypermarché, l’hôpital ou le grand bâtiment.
Tableau 2 – Comparaison des consommations dites « HT » avec les consommations JAUNE+VERT, en GWh
L’évolution récente des offres proposées par les fournisseurs aux clients souhaitant exercer leur éligibilité aux tarifs dérégulés nécessite d’intégrer aux ventes BLEU et JAUNE + VERT celles des options équivalentes du marché (Cf annexe 3 et Tableau 3). Les ventes BLEU ou « BT » devront donc, par exemple, intégrer les ventes de l’option C5 d’EDF et les ventes JAUNE + VERT ou « HT » des options C1, C2, C3 et C4. Or à ce jour, EDF ne fournit que deux chiffres du nouveau marché : les ventes en C4 + C5 (respectivement équivalentes aux options des tarifs JAUNE+BLEU) et les ventes en C1 + C2 + C3 (équivalentes aux options du tarif VERT, donc intégrables directement aux ventes JAUNE + VERT ou « HT »). Concernant les autres fournisseurs, nous n’avons aucune information…
Tableau 3 – Correspondance entre les options du tarif réglementé et celles de marché proposées par EDF
37 C'est-à-dire aux clients ayant souscrit une abonnement > 36kVA.
38 C'est-à-dire aux clients ayant souscrit une abonnement < 36kVA.
Sources Nature des données
comptabilisées 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993
DRIRE [1]
« Ventes EDF facturées + variation d'énergie en compteur » abonnés
JAUNE + VERT
126,5 130,4 142,1 159,1 175,5 188,5 197,2 197,4
Rapport
Depris [5] Ventes EDF abonnés « HT » 128,8 131,2 140,1 160,2 174,9 188,7 197,3 198,4
T a r i f r é g l e m e n t é C a t é g o r i e T e n s i o n C o n t r a t V E R T B L E U C 1 C 2 C 3 C 4 > 3 6 k V A < 2 5 0 k V A J A U N E C 5 < = 3 6 k V A B T H T A C o n t r a t s c l i e n t s é l i g i b l e s C A R D B T C o n t r a t u n i q u e
Si l’on souhaite conserver notre classification BLEU et JAUNE + VERT en intégrant les ventes du marché déréglementé il est donc nécessaire de pouvoir départager les ventes du bloc C4 + C5.
Les seules informations ayant pu être collectées sur les ventes d’EDF aux abonnés ayant exercé leur éligibilité au tarif de marché concernent les périodes 2004-2006. Ce qui semble suggérer qu’avant 2004, aucun client ayant fait valoir son éligibilité aux tarifs dérégulés n’a choisi EDF.
La question est donc de savoir si un transfert de clientèle a eu lieu et si oui, dans quelle proportion, sachant qu’aujourd’hui aucune statistique sur les ventes d’éventuels fournisseurs
concurrents d’EDF dans le Lot n’a pu nous être communiqué39. La disparition programmée
des tarifs régulés40 nécessitera pourtant que les acteurs du programme de MDE s’emparent du
sujet41.
Tentons maintenant une estimation du volume de consommation correspondant à l’éventuel transfert de clientèle entre l’opérateur historique et ses concurrents depuis l’ouverture progressive du marché de l’électricité.
Rappelons que jusqu’en 2004, seuls les plus grands consommateurs du tarif Vert étaient éligibles aux nouveaux tarifs de marché. Or, EDF ne nous a communiqué ses ventes facturées au tarif vert que depuis 2001, soit 2 ans après la première phase de l’ouverture des marchés. Or, pour les années antérieures à 2000, nous ne disposons que des ventes aux abonnés « Jaune+Vert » ou « HT ». 0 50 000 100 000 150 000 200 000 250 000 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 C o n s o m m a ti o n p a r a b o n n é s J a u n e + V e rt ( k W h )
Figure 10 – Evolution de la consommation par abonné au tarif « Jaune+Vert » entre 1983 et 2006
La figure 10 nous montre l’évolution des consommations par abonné « Jaune+Vert » d’EDF entre 1983 et 2006, pour les années où ces données ont pu être obtenues. Sur ce graphique, on distingue deux périodes correspondant à une relative stabilité des consommations par abonné « Jaune+Vert » : 1983-1997 et 2001-2006.
39 Powéo a parfois été cité comme concurrent d’EDF dans le Lot.
40 La date de 2010 est souvent évoquée pour la fin des tarifs régulés, en raison notamment des pressions de Bruxelles qui
considère ces tarifs comme une atteinte à la concurrence et de l’attitude d’EDF, qui ne milite pas pour les maintenir…
En effet, si l’on retire l’année 1986, correspondant à un évènement exceptionnel42, la
consommation par abonné entre 1983 et 1997 est stable et oscille faiblement43 autour de C
1983-1997 = 203 MWh/abonné « Jaune+Vert ». La même approximation peut-être faite pour la
période 2001-2006, avec une consommation de l’ordre de C2001-2006 = 183 MWh/abonné
« Jaune+Vert »44.
Aucune fermeture d’usine où ralentissement de l’activité lotoise n’ayant été constatée entre 1998 et 2001, cette discontinuité ne peut s’expliquer que par la disparition de très gros consommateurs du Lot des statistiques du tarif régulé « VERT » entre 2000 et 2001. En effet, entre 2000 et 2001, seuls les abonnés consommant plus de 16 GWh/an étaient éligibles aux nouveaux tarifs de marché, soit plus de 87 fois la consommation moyenne d’un abonné « Jaune+Vert » lotois.
Ainsi, pour i < 2000 Ei = EEDF,i
Et pour i ≥ 2000 Ei = EEDF,i + EEl,i
Avec :
Ei : ventes annuelles brutes totales aux clients HTA/BT lotois, l’année i
EEDF,i : ventes annuelles brutes EDF aux clients HTA/BT lotois, l’année i
EEl,i : ventes annuelles brutes hors EDF aux clients HTA/BT lotois, l’année i
En faisant l’hypothèse d’une continuité de la consommation moyenne par abonné
« HT »45 entre les périodes 1983-1997 et 2001-2006, il est alors possible d’estimer la
consommation EEl,2001 des abonnés ayant exercé leur éligibilité auprès de concurrents d’EDF
en 2001.
Soit EEl,2001 = (C1983-1997 – C2001-2006) . N2001
Avec N2001 : nombre d’abonnés « Jaune+Vert+HT dérégulée» en 2001.
Or, le nombre d’abonnés éligibles en 2001 était négligeable devant le nombre des
autres abonnés « Jaune+Vert ». On peut donc considérer que N2001 est quasiment égal au
nombre d’abonnés « Jaune+Vert » en 2001, soit : N2001 ≈ 1327.
Donc, en tenant compte des variations de +/- 3% des valeurs de C1983-1997 et C2001-2006,
on calcule :
EEl,2001,Min = (C1983-1997,Min – C2001-2006,Max) . N2001
Avec EEl,2001,Min > 16 GWh
Et EEL,2001,Max = (C1983-1997,Max – C2001-2006,Min) . N2001
Soit, en GWh : 16 < EEl,2001 < 42
Ou encore EEl,2001 = 29 ± 13 GWh
42 1986 correspond à l’année de fermeture de l’usine métallurgique Péchiney, le plus gros industriel du Lot. La fermeture de ce
géant, probablement alimenté par le réseau HTB donc non comptabilisé dans les ventes d’EDF, a dû entraîner la fermeture et la reconversion de nombreuses PME lotoises qui lui étaient liées, faisant disparaître du même coup un certain nombre d’abonnés « Jaunes» cette année là, comme le montre la figure 11.
43 Avec une variation annuelle maximale de +/-3%, par rapport à la moyenne 1983-1997.
44 Avec une variation annuelle maximale de +/-3%, par rapport à la moyenne 2001-2006, tout comme pour la période
1983-1997.
