Supélec
ÉCOLE SUPÉRIEURE D'ÉLECTRICITÉ
D É P A R T E M E N T É N E R G I E
UNIVERSITÉ PARIS-SUD 1 1
F A C U L T É J E A N M O N N E T
L E DÉVELOPPEMENT D U RÉSEAU D E TRANSPORT DANS U N SYSTÈME ÉLECTRIQUE LIBÉRALISÉ,
U N PROBLÈME D E COORDINATION AVEC LA PRODUCTION
T h è s e pour le Doctorat en Sciences Economiques Présentée et soutenue par
Vincent RIOUS
30 octobre 2007
Directeur de Recherche :
M. Jean-Michel GLACHANT, Professeur, Université Paris-Sud 11
Rapporteurs :
M. Joseph DOUCET, Professeur, Business School of Alberta, Canada M. Richard GREEN, Professeur, Université de Birmingham, Angleterre
Suffragants :
M. Stéphane SAUSSIER, Professeur, Université Paris-Sud 11
M. Philippe DESSANTE, Professeur, École Supérieure d'Électricité (SUPELEC) M. Jean-Marie COULONDRE, Ingénieur, RTE
M. Éric LEBOULANGER, Ingénieur, RTE
ni improbation aux opinions émises dans cette these.
Ces opinions doivent être considérées comme propres à leurs auteurs.
dans mes projets, et m ' o n t permis de les concrétiser.
Je souhaite exprimer mes premiers remerciements à m o n directeur de thèse, le Professeur Jean- Michel Glachant. Je le remercie pour la confiance qu'il m ' a toujours accordée, le temps et l'attention qu'il a consacrés à l'encadrement de m a thèse, et son enthousiasme p o u r la recherche. Sa connaissance du secteur énergétique et ses réflexions toujours pertinentes et stimulantes m ' o n t énormément apporté et se sont révélés particulièrement précieuses.
Cette thèse a été réalisée dans le cadre du Projet Fédérateur €nergie 2 à Supélec. Je remercie Patrick Bastard qui m ' a permis d'initier mon projet, qui m ' a fait confiance et m ' a guidé au commencement de cette aventure. Je remercie Sophie Plumel qui m ' a encadré au début de m e s travaux et Philippe Dessante qui a pris généreusement la relève durant la dernière année de cette thèse. Je les remercie tous les trois pour leurs conseils, leurs réflexions et leur regard technique qui m ' o n t permis de progresser et d'améliorer m o n travail. Mes remerciements s'adressent aussi à Jean-Claude Vannier pour son soutien et son encouragement.
Je n'aurais pu concrétiser ce projet sans le soutien de RTE dans le cadre d'une convention CIFRE. Je tiens à remercier tout particulièrement Jean-Marie Coulondre pour en avoir pris l'initiative, pour le temps, l'attention et la disponibilité qu'il a consacrés à l'encadrement de m a thèse, et pour ses connaissances transversales de la gestion du réseau de transport qui m ' o n t permis d'ajuster mes travaux à des problématiques réelles et pratiques. Je souhaite aussi sincèrement remercier Marie-Pierre Bongrain, Christine Roblin, Jean-Philippe Paul et Emanuele Colombo pour leur suivi attentif et leurs critiques constructives de mes travaux et pour avoir permis le bon déroulement de m a thèse au sein du Département Méthodes et Appui de RTE. Plus généralement, j e tiens à remercier tous les membres, passés et actuels, du groupe Système Électrique et Marché pour leur accueil et pour l'environnement stimulant au sein duquel j ' a i pu travailler.
J'ai eu la chance de travailler au sein de groupes de recherche enthousiastes. Je remercie toutes les personnes du G R J M , de l ' A D I S et du département Énergie de Supélec pour nos échanges enrichissants, leur enthousiasme et leur amitié. Je me permets de remercier aussi l'équipe de baby-foot qui n ' a pu constater que mes faibles progrès en la matière, reflet de mes trop rares participations au moment de convivialité du GRJM.
Une thèse est un travail solitaire, mais qui évolue et progresse grâce à une équipe. Aussi j e tiens à remercier spécialement Céline Hiroux, Yannick Perez, Ute Dubois, Matthieu Mollard, Marc-Kevin Codognet, Marcelo Saguan, Fabien Petit, A u d e Le Lannier, Claude Parthenay, Florent Maupas, Jean-Yves Bourmaud, Eschien Chong et Thomas Veyrenc pour avoir lu ou relu des parties de ce travail. Je les remercie d'avoir sacrifié une partie de leur temps pour m e permettre de progresser et d'améliorer m o n travail. Leurs conseils m ' o n t été d'une aide précieuse pour achever la rédaction de cette thèse.
Je remercie mes proches pour le soutien sans faille qu'ils m ' o n t exprimé chacun à leur façon. Je remercie ainsi mes amis de Paris, de Sologne et d'ailleurs qui m ' o n t apporté les moments de décompression nécessaires au bon accomplissement de ce travail exigeant. Je remercie m a famille et belle-famille pour la compréhension et la patience dont ils ont fait preuve ces derniers temps.
Enfin, j e remercie m a « p'tite » femme Anne qui m ' a accompagné au j o u r le j o u r dans cette aventure. Je la remercie pour les sacrifices qu'elle a consentis au bénéfice de cette thèse, pour ses relectures néophytes et ses corrections attentives qui m ' o n t été d ' u n e grande aide.
Je dédie ce travail à mes parents pour m ' a v o i r appris le goût de l'effort, ce qui m ' a été extrêmement utile ces derniers temps, et pour m ' a v o i r laissé libre de mes choix d'orientation scolaire puis professionnelle avec d'autant plus de respect et de confiance que le domaine vers lequel j e me suis tourné leur était inconnu.
SOMMAIRE
INTRODUCTION GÉNÉRALE 2 CHAPITRE 1 SYSTÈME ÉLECTRIQUE ET INVESTISSEMENT OPTIMAL PAR UNE
ENTREPRISE VERTICALEMENT INTÉGRÉE 7
Introduction 8 Section 1 Description des éléments du système électrique 1 0
Section 2 Investissement optimal par une entreprise verticalement intégrée 4 8
Conclusion du chapitre 6 7
CHAPITRE 2 MODULARITÉ DE LA GESTION DES FLUX ÉLECTRIQUES ET SIGNAUX DE
COORDINATION DU TRANSPORT VERS LA PRODUCTION 6 9
Introduction 7 0 Section 1 Modularité de la gestion des flux électriques 7 2
Section 2 Signaux de court tenne, investissement en réseau et coordination avec
la production 8 9 Section 3 Les signaux de localisation de long terme 1 2 1
Conclusion du chapitre 1 4 9
CHAPITRE 3 L A DIVERSITÉ DE DESIGNS DES GRT 1 5 1
Introduction 1 5 2 Section 1 La structure de gouvernance du réseau 1 5 4
Section 2 Étude institutionnelle comparative de P J M , NGC et RTE 1 7 7
Conclusion du chapitre 2 2 4
CHAPITRE 4 COORDINATION DES INVESTISSEMENTS EN PRODUCTION ET EN
TRANSPORT DANS UN SYSTÈME LIBÉRALISÉ 2 2 5
Introduction 2 2 6 Section 1 L'investissement réseau comme un problème d'anticipation 2 2 8
Section 2 Une évaluation de l'interaction entre les signaux de localisation et les
investissements en production et en réseau 2 5 9
Conclusion du chapitre 2 9 1
CONCLUSION GÉNÉRALE 2 9 3
BIBLIOGRAPHIE 2 9 7 TABLE DES MATIÈRES 3 2 0
INTRODUCTION GÉNÉRALE
D e p u i s u n e vingtaine d'années, l'industrie électrique a été m a s s i v e m e n t réformée dans la plupart des pays (Doucet [1999], Glachant-Finon [2003], N e w b e r y [2005b], J o s k o w [2005a], J o s k o w [2006a], Sioshansi-Pfaffenberger [2006]). L a réforme de ce secteur, longtemps organisé en m o n o p o l e verticalement intégré, consiste à introduire la concurrence où cela est possible (Littlechild [2006]), c o m m e la production et la vente (Hunt [2002]). Mais, les infrastructures de transport d'électricité présentent des é c o n o m i e s d'échelle importantes et restent donc un m o n o p o l e naturel (Baumol et al. [1982], Sharkey [1982]).
Traditionnellement, l ' a p p r o c h e é c o n o m i q u e limite l ' a n a l y s e de l'ouverture des réseaux à deux problèmes, celui de la séparation {unbundling) des infrastructures essentielles et celui de la tarification optimale des infrastructures en m o n o p o l e . P o u r assurer un accès libre et non- discriminatoire à ces infrastructures essentielles {essential facilites), la réforme concurrentielle a généralement nécessité u n e séparation verticale entre la production en concurrence et le réseau de transport en m o n o p o l e naturel (Glachant-Lévêque [2005], F E R C [2005b, 2 0 0 6 ] , C E [2007], Rey-Tirole [2007]). L a gestion de ce réseau a été déléguée au Gestionnaire de R é s e a u de Transport (GRT). L a séparation d'activités auparavant intégrées dans un m o n o p o l e vertical et horizontal fait apparaître des problèmes de coordination, en particulier entre les investissements en production et en réseau (Joskow [2006c], Sauma-Oren [2006a, b]). Car la localisation des n o u v e a u x m o y e n s de production et les investissements du réseau de transport sont très dépendants les u n s des autres.
L a régulation de la tarification de l'accès au réseau vise ainsi à limiter les rentes de m o n o p o l e s du G R T ou de certains usagers du réseau et à répartir les coûts du réseau entre les usagers (Armstrong et al. [1996], A r m s t r o n g - V i c k e r s [1998]). M a i s la tarification de l'accès au réseau ne transmet aux usagers des infrastructures que le coût des investissements en réseau déjà réalisés (Lévêque [2003]). E n elle-même, cette tarification ne fournit pas d'information aux producteurs sur les coûts du réseau que leurs futures décisions de localisation pourraient susciter. L a tarification de l'accès au réseau ne permet donc pas à elle seule de reproduire l'adaptation mutuelle entre la localisation des investissements en production et le développement du réseau qui prévalait dans l'ancien système intégré (Stoft [2006]).
D a n s le nouveau système libéralisé, cette adaptation mutuelle doit être reproduite la plus fidèlement possible pour assurer u n e coordination efficace à long terme entre les deux activités. L e G R T peut prendre un rôle actif dans ce processus de coordination car il doit préparer l'accueil de nouvelles unités de production ( S a u m a - O r e n [2006a, b]). Cet exercice de préparation est difficile car le processus décisionnel d'investissement en réseau s'étend sur
u n e durée plus longue que le processus d'investissement en m o y e n s de production. L e G R T doit donc affronter de n o m b r e u s e s incertitudes pour développer à l ' a v a n c e le réseau de façon à préparer l'accueil des nouvelles unités de production.
L a difficulté devient encore plus grande pour la coordination entre production et transport sur un réseau interconnecté où plusieurs G R T contrôlent u n e zone de ce réseau. Les échanges entre zones sont très importants dans le contexte de la réforme électrique car ils permettent de stimuler la concurrence en étendant le m a r c h é pertinent (Harvey et al. [2001]).
M a i s ils soulèvent aussi de n o u v e a u x problèmes. Car les infrastructures du réseau de transport fonctionnent p h y s i q u e m e n t de manière interdépendante (Bastard el al. [2000]), alors que leur gestion opérationnelle est répartie entre plusieurs G R T ( C a d w a l a d e r et al. [1998, 1999], M a r i n e s c u et al. [2005]).
L a mission de coordination du G R T relève donc de différents procédés de nature très différente. L ' é t u d e de ces procédés est d'autant plus c o m p l e x e que l'expérience internationale a montré de n o m b r e u s e s options différentes de mise en œ u v r e pour chacun des procédés (Olmos [2006], Sioshansi-Pfaffenberger [2006]) et des résultats très hétérogènes (Green et al.
[2005]). L ' e x p é r i e n c e internationale m o n t r e que la propriété et l'organisation de la gestion des actifs de réseau peut prendre différentes formes. D a n s les systèmes libéralisés, les G R T se distinguent les u n s des autres par leur degré d ' i n d é p e n d a n c e vis-à-vis des producteurs, la possession ou non du réseau q u ' i l s gèrent, la régulation qui leur est appliquée, etc. (Hunt [2002], J o s k o w [2006c], D G C o m p [2007], Pollitt [2007]). L a N o u v e l l e É c o n o m i e Institutionnelle a montré que le dispositif de gestion des actifs de réseau, la « structure de gouvernance », était aussi important que la régulation pour la mise en œ u v r e et l'efficacité de la coordination des activités dans les industries de réseaux (Glachant-Perez [2007], Saussier - Yvrande-Billon [2007]).
P o u r analyser la mise en œ u v r e de la coordination entre production et transport d'électricité, il faut tout d ' a b o r d en identifier les principales fonctions dans un cadre modulaire séparant les tâches de coordination par leur nature. D a n s ce cadre d'analyse, on peut étudier chaque m o d u l e et ses options séparément des autres m o d u l e s (Baldwin-Clark [2000]). On peut ensuite analyser les relations de dépendances qui apparaissent dans la mise en œ u v r e des différents m o d u l e s (Aoki [2001]). U n e relation forte d'interaction et de dépendance apparaît alors entre la « structure de g o u v e r n a n c e du réseau » et les choix d'options pour la gestion des flux et du réseau.
L e premier objectif de cette thèse est alors de développer un cadre d ' a n a l y s e modulaire de la coordination à long t e r m e entre la production et le transport d'électricité. Ce cadre d ' a n a l y s e devra prendre en compte les différents aspects fonctionnels de la gestion des flux électriques pour cette coordination, mais aussi la structure de gouvernance des actifs nécessaire à cette coordination. D a n s un système libéralisé, la coordination entre production et
transport doit remplacer les contrôles-commandes utilisés dans l ' a n c i e n m o n o p o l e intégré par u n e combinaison de m o d u l e s pouvant être des m a r c h é s ou d'autres m é c a n i s m e s de coordination (Hogan [2003], H o g a n - R o s e l l o n - V o g e l s a n g [2007], J o s k o w [2006c]), et qui doivent prendre en charge trois tâches séparables de gestion des flux. On trouve ainsi les trois m o d u l e s nécessaires à la coordination entre la production et le transport : (i.) le m o d u l e de conduite du système à court terme, (ii.) le m o d u l e d'incitation à la localisation à long terme des m o y e n s de production et (iii.) le m o d u l e d'investissement du réseau. Concevoir l'organisation des tâches d ' u n G R T pour opérer la gestion des flux consiste ainsi à choisir u n e option pour chacun de ces modules. U n G R T idéal est alors conçu c o m m e la combinaison des meilleures options.
Cependant, en pratique, on ne rencontre aucun G R T idéal. M ê m e les G R T qui servent à tous de référence aux États-Unis, en Grande-Bretagne ou en E u r o p e continentale ne sont pas des G R T idéaux, au sens où ils ne combinent j a m a i s les meilleures options sur les trois m o d u l e s identifiés. On peut comprendre la persistance de cette diversité des procédés mis en œ u v r e pour coordonner la production et le transport en analysant les choix opérés pour les trois modules fonctionnels par rapport à un quatrième m o d u l e . C e quatrième m o d u l e est la
« structure de gouvernance du réseau ». Il décrit les différentes formes organisationnelles que peut prendre le G R T en tant qu'entreprise de transport. D a n s u n e logique de complémentarité institutionnelle (Milgrom-Roberts [1990], Aoki [2001], P a g a n o [1993, 2005]), nous constaterons que c'est cette « structure de g o u v e r n a n c e du réseau » qui influence les options choisies dans les trois autres m o d u l e s pour gérer les flux électriques.
L e second objectif de cette thèse est alors de montrer que l'investissement du réseau est le cœur de la coordination entre la production et le transport. M ê m e si ce m o d u l e n ' é m e t pas de signaux directs de coordination. E n effet, les options de gestion des flux électriques qui coordonneraient le m i e u x la production et le transport à long terme peuvent ne pas être complémentaires de la structure de gouvernance du réseau. Ainsi, il se peut que l'investissement en réseau soit le seul procédé effectif de coordination entre la production et le transport. L a place centrale de l'investissement du réseau dans cette coordination s'explique alors par les différences de rythme temporel d'investissement entre le transport et la production. Étant donné cette différence de d y n a m i q u e temporelle entre les investissements en production et en réseau, il faut faire connaître aux producteurs à l ' a v a n c e les prévisions de développement du système électrique et les éventuels signaux de localisation.
L e but ultime de cette thèse est alors de montrer c o m m e n t s'organise la coordination à long terme entre la production et le transport dans un système électrique libéralisé, et le rôle proactif que doit y tenir le G R T pour coordonner de façon satisfaisante ces deux activités.
Organisation de la thèse
L e p r e m i e r chapitre est consacré aux caractéristiques é c o n o m i q u e s et techniques spécifiques du système électrique nécessaires à l ' é t u d e de la coordination entre la production et le transport d'électricité. N o u s nous intéressons ainsi successivement à la consommation, à la production et au réseau de transport. N o u s étudions ensuite la forme d'organisation et de coordination la plus simple pour gérer les flux électriques de façon optimale. Cette forme est l'entreprise intégrée verticalement, parfaitement régulée et donc bienveillante. N o u s en déduisons les contrôles-commandes nécessaires pour u n e gestion optimale des flux à court terme et à long terme.
L e d e u x i è m e chapitre caractérise les éléments essentiels de la gestion des flux dans un système libéralisé c o m m e le r e m p l a c e m e n t des outils de c o n t r ô l e - c o m m a n d e d ' u n e entreprise intégrée par u n e combinaison de m a r c h é s et de m é c a n i s m e s alternatifs de coordination. L e s caractéristiques particulières de fonctionnement et d'investissement du réseau définissent le m o d e de r e m p l a c e m e n t des outils de c o n t r ô l e - c o m m a n d e au sein des modules, par des m a r c h é s ou des m é c a n i s m e s alternatifs de coordination. D a n s ce chapitre, nous nous concentrons sur deux m o d u l e s en particulier, les signaux de coordination de court terme et ceux de long terme. N o u s décrivons pour ces deux m o d u l e s les options les plus c o u r a m m e n t mises en œuvre. N o u s classons ces options afin de concevoir finalement un G R T idéal c o m m e la combinaison des meilleures options de chaque module.
L e troisième chapitre complète le cadre d ' a n a l y s e modulaire avec la structure de gouvernance du réseau et caractérise son influence sur la m i s e en œ u v r e de la coordination entre la production et le transport. N o u s montrons ainsi qu'il existe des complémentarités institutionnelles entre la structure de gouvernance du réseau et les m o d u l e s de gestion des flux. L a structure de g o u v e r n a n c e du réseau explique ainsi l'écart entre les G R T réels et le G R T idéal défini précédemment. N o u s appliquons ce cadre d ' a n a l y s e à trois G R T de référence, P J M aux États-Unis, N G C le G R T anglo-gallois et R T E en France. L ' é t u d e de ces G R T m o n t r e que la structure de gouvernance du réseau favorise soit la mise en œ u v r e des signaux de coordination pour inciter la localisation des m o y e n s de production soit l'augmentation de la capacité du réseau pour traiter les congestions. E n effet, les conditions qui permettent de concilier ces deux m é t h o d e s de traitement de la coordination entre la production et le transport sont difficiles à réunir. L a première m é t h o d e permet certes d'établir u n e coordination de court terme efficace sur de grandes z o n e s de réseau. M a i s la seconde semble plus efficace à plus long t e r m e pour coordonner la production et le transport d'électricité.
Enfin, le dernier chapitre identifie les modifications que la dérégulation apporte au travail de planification du réseau de transport. N o u s m o n t r o n s ainsi que l'anticipation prend u n e part croissante dans la planification du réseau. Cette anticipation se justifie de deux
façons. Tout d'abord, l'anticipation des renforcements du réseau permet de combler le différentiel de d y n a m i q u e entre les investissements en production et en réseau. L e s investissements en réseau peuvent ainsi arriver j u s t e à t e m p s pour accueillir de n o u v e a u x m o y e n s de production dont le t e m p s de réalisation est très court. Ensuite, nous montrons que la planification du réseau est d'autant plus importante dans la coordination que les signaux de localisation de court terme et de long t e r m e n ' a s s u r e n t pas toujours u n e localisation efficace de la production. P o u r anticiper les renforcements de son réseau, le G R T doit donc prendre en compte l'effet des signaux de coordination sur la localisation rationnelle des investissements en production. N o u s étudions ainsi les interactions entre les signaux de localisation de court terme et de long t e r m e et les investissements en production et en réseau à l ' a i d e d ' u n m o d è l e numérique simple mais réaliste.
INVESTISSEMENT OPTIMAL PAR UNE ENTREPRISE VERTICALEMENT INTÉGRÉE
Introduction 8 Section 1 Description des éléments du système électrique 10
1.1. Consommation 10 1.2. Production 17 1.3. Transport 30 1. 4. Conclusion de la section 46
Section 2 Investissement optimal par une entreprise verticalement intégrée 48 2. 1. Problématique d'ensemble du développement du système électrique sur
une seule zone de responsabilité 49 2. 2. Coordination entre zones de responsabilité pour la conduite du système . 60
2. 3. Conclusion de la section 65
Conclusion du chapitre 67
INTRODUCTION
Les systèmes électriques présentent des caractéristiques de fonctionnement et d'investissement qui les distinguent des autres industries et n o t a m m e n t des autres industries de réseaux. L e s caractéristiques techniques sont propres à la technologie actuelle de l'industrie électrique (Bastard el al. [2000], Stoft [2006]). E t les procédures pour obtenir les accords administratifs et les oppositions des populations locales prennent u n e place de plus en plus importante dans le processus d'investissement du système électrique ( D G E M P [2003], Cole et al. [2005] et E T S O [2006b]). Ces caractéristiques sont indépendantes des formes institutionnelles d'organisation, que cette organisation soit basée sur des m o n o p o l e s verticalement intégrés et régulés ou sur u n e organisation désintégrée et complètement ou partiellement concurrentielle. A l'inverse, le choix et la conception des formes organisationnelles et leurs performances inhérentes ( n o t a m m e n t en termes de coordination des investissements en réseau et production) dépendront fortement de la manière dont ces caractéristiques spécifiques seront prises en compte.
Ce chapitre usera d ' u n e méthodologie similaire à celle employée par Saguan [2007].
N o u s présentons d'abord, pour chaque maillon du système électrique, u n e description de ses caractéristiques spécifiques. D a n s la section 1, nous e x p o s o n s n o t a m m e n t les caractéristiques de la consommation, de la production et du transport d'électricité qui sont structurantes pour la coordination temporelle et spatiale des investissements des différents chaînons. N o u s nous intéressons en particulier aux contraintes de fonctionnement et aux caractéristiques é c o n o m i q u e s de court t e r m e et de long t e r m e de la consommation, de la production et du transport.
D a n s la section 2, nous construisons un cas de référence pour les comparaisons des chapitres suivants. N o u s prenons c o m m e cas de référence la forme d'organisation la plus simple pour cette industrie, c'est-à-dire le m o n o p o l e verticalement intégré dont nous supposons qu'il est parfaitement régulé et donc bienveillant. C e cas de référence n ' a pas pour objet de comparer les formes passées d'entreprises intégrées et monopolistiques aux formes récentes d'organisations désintégrées et concurrentielles. E n effet, l ' h y p o t h è s e de régulation parfaite distingue notre cas de référence de celui des anciennes entreprises verticalement intégrées qui n ' é t a i e n t pas parfaitement régulées (Hunt [2002]). L ' e n t r e p r i s e verticalement et horizontalement intégrée et parfaitement régulée est logiquement la forme d'organisation la plus simple car toutes les décisions sont concentrées dans u n e seule entité prenant, par hypothèse, les meilleures décisions possibles. L e m o n o p o l e verticalement intégré et parfaitement régulé utilise des outils d'optimisation pour prendre les décisions optimales de gestion de tous les éléments du système électrique. N o u s prenons la convention suivante. L e t e r m e de « c o n d u i t e » du réseau ne s'applique q u ' à court terme et le terme de « g e s t i o n » comprend l'opération du système à court t e r m e et l'investissement du système. L e s deux
principaux outils d'optimisation utilisés par le m o n o p o l e pour résoudre les problèmes d'investissement et de leur coordination sont Yoptimal power flow et le calcul d'investissement. L a description de ces deux outils est importante car ils apportent aussi u n e référence pour les fondements des formes décentralisées d'organisation du système électrique.
D e m ê m e , nous distinguons deux variantes d'organisation du réseau de transport. D a n s la première variante, la z o n e de responsabilité du m o n o p o l e verticalement intégré couvre tout le réseau de transport, à la façon d ' u n e île électrique. Cette première variante sert de référence à la seconde où le m o n o p o l e verticalement intégré n ' e s t responsable que d ' u n e partie du réseau de transport interconnecté. Il doit alors se c o o r d o n n e r avec ses voisins (eux aussi étant des m o n o p o l e s intégrés bienveillants) afin d'optimiser conjointement la conduite de tout le réseau de transport. Cette étape sert également de référence aux formes ultérieures de coordination entre les nouvelles formes d'organisation décentralisées qui ont remplacé les anciens monopoles.
Section 1 DESCRIPTION DES ÉLÉMENTS DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE
L'objectif de cette section est de fournir u n e vision générale d ' u n système électrique et de ses caractéristiques. N o u s nous concentrerons sur les composantes du système et sur les facteurs technico-économiques qui importent pour l'investissement. L a description de ces fondamentaux doit être valable pour toute forme d'organisation, que ce soit un m o n o p o l e verticalement intégré ou u n e organisation séparée totalement ou partiellement concurrentielle.
A l'aide de cette description, nous identifierons les problèmes de coordination d'investissement propres à l'industrie électrique.
U n système électrique est c o m p o s é de quatre maillons : les m o y e n s de production, le réseau de transport, le réseau de distribution, et la consommation. L a figure 1.1 illustre c o m m e n t ces quatre maillons s'articulent.
G r o s c o n s o m m a t e u r s
C o n s o m m a t e u r final
C o n s o m m a t e u r final
Figure 1.1 Représentation s c h é m a t i q u e du système électrique
N o u s limiterons notre description aux maillons nécessaires à la poursuite de la thèse, à savoir, la consommation, les m o y e n s de production et le réseau de transport. L e réseau de distribution, quant à lui, ne sera pas traité et nous le considérerons c o m m e un c o n s o m m a t e u r a g r é g é1.
1.1. CONSOMMATION
L a c o n s o m m a t i o n d'électricité correspond à un appel de puissance sur le réseau pour u n e période de t e m p s déterminée. L a puissance est un flux d'énergie, soit u n e quantité
1 Pour une description plus détaillée du réseau de distribution en ingénierie voir Gonen [1986] et en économie voir Ajodhia-Hakvoort [2005].
2 Les multiples du W les plus courants dans l'industrie électrique sont le mégawatt, noté M W avec 1 M W = 10 W, et le gigawatt, noté GW avec 1 GW = 10 W.
d ' é n e r g i e par unité du temps. Son unité de m e s u r e est le w a t t (noté W )2. L a quantité d ' é n e r g i e c o n s o m m é e pendant une période de t e m p s donnée se calcule c o m m e l'intégrale de la puissance pendant la période de t e m p s considérée. Par exemple, l'énergie peut être mesurée en mégawattheures ( M W h ) , unité de puissance par unité du temps. A y a n t fixé la durée de la période de temps à considérer, les valeurs m o y e n n e s de puissance peuvent être converties directement en énergie c o n s o m m é e (en multipliant la puissance m o y e n n e par la durée de la période). Quand l'unité de t e m p s est sous-entendue, les t e r m e s « puissance c o n s o m m é e » et
« énergie » sont utilisés indistinctement.
Pour l ' é t u d e de la coordination à long terme entre la production et le transport d'électricité, il est nécessaire de simplifier la représentation de la c o n s o m m a t i o n tout en conservant ses caractéristiques de long terme les plus significatives. N o u s verrons que la c o n s o m m a t i o n de toute u n e année peut être représentée de façon synthétique et que son évolution tendancielle est sa caractéristique la plus significative à long terme. N o u s constaterons que la sensibilité de la c o n s o m m a t i o n au prix de l'électricité à court terme est quasi nulle. N é a n m o i n s lorsque des c o n s o m m a t e u r s sont coupés pour les besoins de l'équilibre entre l'offre et la d e m a n d e , le coût de l'énergie n o n distribuée est très élevé. Enfin, le système électrique s'appuie sur un réseau d'infrastructures. L e réseau de transport est conçu afin d ' a c h e m i n e r l'énergie produite vers les c o n s o m m a t e u r s . Seuls les c o n s o m m a t e u r s industriels sont flexibles en termes de localisation. N o u s montrerons alors que l'évolution de la localisation de la c o n s o m m a t i o n structure de façon superficielle seulement le d é v e l o p p e m e n t du réseau électrique sur le long terme.
1. 1. 1. Fluctuations et évolution de la consommation
U n e description de la c o n s o m m a t i o n au j o u r le j o u r p e r m e t de m i e u x prendre en compte l ' e n s e m b l e des caractéristiques de la c o n s o m m a t i o n nécessaires à la planification du système électrique. Toutefois, cette approche dépasse les besoins de cette thèse. P o u r connaître grossièrement les besoins de planification du système électrique, u n e représentation de la c o n s o m m a t i o n sur le long terme plus synthétique est suffisante. P o u r cela, la m o n o t o n e de charge est traditionnellement utilisée (Stoft [2002]). N o u s présenterons ces deux descriptions de la consommation, en insistant sur les limites d ' u n e description en m o n o t o n e de charge.
Ensuite nous présenterons quelques éléments sur l'évolution pluriannuelle de la c o n s o m m a t i o n d'électricité.
L a c o n s o m m a t i o n d'électricité fluctue en p e r m a n e n c e en fonction des multiples variations individuelles de c o n s o m m a t i o n qui interviennent « sans préavis » sur l ' e n s e m b l e du système (Staropoli [2001], R T E [2004c]). Ces fluctuations ont un certain caractère cyclique
au cours de la j o u r n é e , de la semaine et de l'année. Ces fluctuations ont aussi, pour u n e part, un caractère aléatoire. Par exemple, la d e m a n d e d'électricité est dépendante de la température.
E n été, u n e augmentation de la température de 1°C sur l ' e n s e m b l e de la F r a n c e durant l ' a p r è s - midi entraîne u n e augmentation de la c o n s o m m a t i o n de l ' o r d r e de 500 M W à cause des systèmes de climatisation (figure 1.2).
35 1 — i— i —i — i — i — i — i — i — i — i— i —i— i —i— i — i — i — i — i — i — i —i— r
00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 heure
Figure 1.2 I m p a c t de la t e m p é r a t u r e sur la c o n s o m m a t i o n ( R T E [2004c])
L a figure 1.3 présente sur l ' a n n é e 2 0 0 6 des profils journaliers de c o n s o m m a t i o n significativement différents suivant le j o u r (ouvrable ou n o n ) et le m o m e n t de l'année. L e s valeurs représentées correspondent à des m o y e n n e s demi-horaires de consommation, pour les quarante-huit demi-heures d ' u n e j o u r n é e .
Courbes de charge pour différents moments de l'année et de la semaine (2006)
# # # # # <sr <r <r ^- <P <P N<°- ^ & # • # # Heure
|—•—2ême mercredi janvier - " -2 e m e dimanche janvier 2eme mercredi Juillet 2ème dimanche Juillet |
Figure 1.3 Fluctuations de la c o n s o m m a t i o n d'électricité en F r a n c e en 2006 Source : w w w . r t e - f r a n c e . c o m
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 Hours
Figure 1.4 M o n o t o n e s de charge pour la F r a n c e ( L o n d o n E c o n o m i e s [2007])
U n e analyse simple de ces courbes montre que la c o n s o m m a t i o n évolue d ' u n e façon cyclique au cours de la j o u r n é e et de la semaine. L e s fluctuations infrajournalières s'opèrent de façon récurrente sur toute l'année. L a c o n s o m m a t i o n est plus faible la nuit, elle croît le matin, avec u n e pointe le soir qui survient entre 19 et 23h suivant la période de l'année. Les fluctuations hebdomadaires s'observent sur la différence de c o n s o m m a t i o n entre les j o u r s ouvrables et les w e e k - e n d s . Ces variations doivent être complétées par les fluctuations saisonnières que l ' o n observe sur le graphique grâce à la différence de c o n s o m m a t i o n entre les j o u r s d ' h i v e r et les j o u r s d'été.
C o m p t e tenu des variations de la consommation, la m é t h o d o l o g i e utilisée dans les faits pour planifier le système électrique consiste à effectuer des simulations pour un certain n o m b r e de j o u r s représentatifs des différents m o m e n t s de l ' a n n é e . L e n o m b r e de j o u r s et le n o m b r e de points horaires pour décrire u n e j o u r n é e sont choisis par le planificateur. Cette description de la c o n s o m m a t i o n par j o u r n é e permet d ' a p p r é h e n d e r les caractéristiques temporelles nécessaires à la planification du système électrique. Toutefois, ce degré de précision n ' e s t pas utile pour les besoins de notre thèse. U n e description de la c o n s o m m a t i o n par u n e m o n o t o n e de charge est suffisante.
U n e m o n o t o n e de charge {loadduration curve en anglais) est définie en classant du plus grand au plus petit les niveaux de c o n s o m m a t i o n horaires des 8760 heures d ' u n e année. L a m o n o t o n e de charge est donc le d i a g r a m m e qui reprend en ordonnée la charge et en abscisse le temps pendant lequel la charge a dépassé la valeur en ordonnée (figure 1.4). Cette représentation permet d ' a v o i r u n e vision macroscopique et synthétique de la consommation.
U n e m o n o t o n e de charge peut être approchée par des fonctions analytiques classiques, c o m m e les fonctions affines, hyperboliques, etc. ( I G F - C G M [2004]), ce qui facilite les calculs de planification.
Il est important d ' a v o i r à l'esprit les limites de cette représentation. Cette méthodologie complique la prise en compte des aléas de c o n s o m m a t i o n et des arrêts p r o g r a m m é s et fortuits d ' é l é m e n t s du système électrique. Cette représentation ne p e r m e t pas non plus de prendre en compte l'élasticité-prix de la c o n s o m m a t i o n (voir 1.1.2). L a m o n o t o n e de charge permet donc de ne valider q u ' u n système déjà dimensionné ou de réaliser un premier d i m e n s i o n n e m e n t grossier du système (Stoft [2002]).
Outre l'évolution de la c o n s o m m a t i o n j u s q u ' à l ' h o r i z o n annuel, l'évolution pluriannuelle de la c o n s o m m a t i o n est bien sûr structurante pour la planification du système électrique. D ' a n n é e en année, la c o n s o m m a t i o n d'électricité évolue avec l'activité économique, les usages de l'énergie électrique et le coût de l'électricité. Ce calcul est généralement fait en a m o n t de l ' é t u d e de planification du système électrique et se b a s e sur u n e extrapolation tendancielle de l'évolution de la consommation. Il est aussi possible d'envisager différents scénarii d'évolution de la c o n s o m m a t i o n à long t e r m e pour prendre en compte tant l'incertitude sur l'extrapolation tendancielle que les m e s u r e s de contrôle de la d e m a n d e d'électricité ( R T E [2004c]).
L a c o n s o m m a t i o n d'électricité est généralement croissante en Europe, avec un taux de croissance spécifique à chaque pays. E n France, ce taux est d ' e n v i r o n 2 % . N é a n m o i n s , on constate certains retournements de l'évolution de la c o n s o m m a t i o n d'électricité, n o t a m m e n t de la c o n s o m m a t i o n industrielle ( R T E [2006a]). R e s t e à savoir si ces évolutions se confirmeront dans l'avenir.
Connaître l'évolution et les caractéristiques stochastiques de la c o n s o m m a t i o n d'électricité est donc nécessaire à u n e planification fine du système électrique. U n e telle modélisation requiert des m o y e n s techniques conséquents. Toutefois, un d i m e n s i o n n e m e n t grossier du système électrique est possible et suffisant ici, grâce à u n e m o n o t o n e de charge.
C ' e s t pourquoi, par la suite, nous modéliserons la c o n s o m m a t i o n à l ' a i d e de cette méthode.
1. 1. 2. Elasticité-prix de la demande et coût de l'Énergie Non Distribuée
L a c o n s o m m a t i o n d'électricité est la conséquence p h y s i q u e de la d e m a n d e é c o n o m i q u e d'électricité. Cette d e m a n d e é c o n o m i q u e varie avec différents paramètres, n o t a m m e n t le prix d ' a c h a t du bien considéré. Cette variation relative de la d e m a n d e é c o n o m i q u e avec le prix du bien considéré est mesurée par l'élasticité-prix. L'élasticité-prix d ' u n bien m e s u r e en pourcentage la variation relative de la d e m a n d e consécutive à u n e variation du prix de 1%.
L'élasticité-prix de la d e m a n d e d'électricité est actuellement très faible, voire nulle selon l ' h o r i z o n temporel considéré (Joskow-Schmalensee [1983]). Cependant, l'élasticité-prix de la d e m a n d e d'électricité est d'autant plus importante que l ' h o r i z o n temporel considéré est long (Stoft [2002]).
3 Une mise en service de grande ampleur de compteurs intelligents est actuellement envisagée dans divers pays comme en Grande-Bretagne (OFGEM [2006]) ou en France (Capgemini Consulting [2007]).
4 Dans certains cas, les consommateurs peuvent choisir de combiner plusieurs produits énergétiques. Par exemple, le chauffage électrique et le chauffage au bois dans une maison, ou un gros consommateur doté de groupes électrogènes.
5 Le fonctionnement du système électrique exige qu'à tout moment la production et la consommation soient exactement équilibrées. C'est pourquoi par manque de production, l'opérateur du système électrique peut être amené à couper une partie de la consommation.
Sur le très court terme, pour u n e réaction instantanée, la d e m a n d e d'électricité est considérée c o m m e quasi-inélastique. Patrick-Wolak [1999] estiment que l'élasticité-prix de la d e m a n d e d'électricité des gros c o n s o m m a t e u r s et des c o n s o m m a t e u r s de taille m o y e n n e est généralement inférieure à 0,06. Cette inélasticité est principalement due à trois facteurs. Par le passé, les c o n s o m m a t e u r s n ' o n t pas reçu de signaux tarifaires sur les coûts et la rareté de l'électricité aux m o m e n t s de tension entre l'offre et la d e m a n d e (Rassenti-Smith [1998]). L e premier facteur expliquant l'inélasticité de la d e m a n d e d'électricité est donc historique. L e deuxième facteur est lié au précédent. Il est d'origine technologique et est propre à l'information fournie aux c o n s o m m a t e u r s (Staropoli [2001]). Pour pouvoir réagir, les c o n s o m m a t e u r s doivent être informés instantanément de l'évolution du prix. D e plus, leurs c o n s o m m a t i o n s doivent être mesurées avec la précision temporelle adéquate pour signaler les v o l u m e s soutirés par chaque c o n s o m m a t e u r pour chaque période. D e s innovations récentes (réseaux de télécommunications à haut débit, compteurs intelligents, etc.) permettent d ' e n v i s a g e r plusieurs solutions dans le futur3. Toutefois, les technologies nécessaires au comptage en continu entraînent des coûts de m e s u r e et de transaction qui rendent difficile la transition vers ces n o u v e a u x systèmes (Staropoli [2001]). L e troisième facteur vient de la difficulté à trouver des substituts au produit électricité à court terme, et de son utilité très élevée à très court terme pour les consommateurs. L e choix de ne pas c o n s o m m e r i m m é d i a t e m e n t ou de se tourner vers d'autres produits énergétiques est très coûteux ou t e c h n i q u e m e n t impossible pour les c o n s o m m a t e u r s dans la plupart des usages c o u r a n t s4.
D u fait de l'inélasticité de la demande, l'équilibre entre l'offre et la d e m a n d e n ' e s t plus assuré si l'offre est insuffisante pour répondre à la d e m a n d e , à moins de couper u n e partie des c o n s o m m a t e u r s5. D u fait de l'inélasticité de la d e m a n d e , le préjudice subi par les c o n s o m m a t e u r s coupés est difficile à évaluer avec précision en termes économiques. L e coût d ' u n e coupure dépend du consommateur, du m o m e n t et de la durée de la coupure. Pour parer à ce problème d'estimation, on définit le « Coût de l ' É n e r g i e N o n Distribuée » ( C E N D - V o L L en anglais pour Value of Lost Load) c o m m e la perte m o y e n n e de surplus des c o n s o m m a t e u r s suite à une coupure (Stoft [2002]). Stoft [2006] conjecture que l'erreur sur le coût de l ' E N D est probablement d ' u n facteur trois. L a valeur de l ' E N D généralement retenue est de 10 0 0 0 € / M W h .
A m o y e n terme, si les c o n s o m m a t e u r s sont avertis du prix anticipé un ou plusieurs j o u r s à l'avance, l'élasticité-prix de la d e m a n d e est non négligeable. L e délai laissé aux c o n s o m m a t e u r s leur permet de gérer différemment leur d e m a n d e ou de rechercher des substituts. E n France, l'application des tarifs de type « É c o n o m i e Jours de Pointe » (EJP) permet des réductions de c o n s o m m a t i o n pouvant atteindre 3 G W sur u n e c o n s o m m a t i o n de 86 G W ( R T E [2004c]), soit 3 % d'effacement.
A long terme, pour des périodes de temps dépassant un an, on peut s'attendre à u n e variation significative de la c o n s o m m a t i o n avec le prix de l'énergie électrique. Stoft [2002]
estime grossièrement l'élasticité-prix à long terme à 1, c'est-à-dire que pour u n e augmentation du prix de l'électricité de 10%, la d e m a n d e diminue de 10%. D a n s les études du système électrique sur le long terme, la c o n s o m m a t i o n et son évolution sont données en supposant u n e élasticité-prix nulle. N é a n m o i n s , a posteriori, on vérifie que le coût total de l'électricité, comprenant le coût de production et le coût du réseau, ne r e m e t pas en cause les hypothèses faites sur le niveau de c o n s o m m a t i o n et son évolution.
A partir de ce constat et connaissant la faiblesse de l'élasticité-prix de la d e m a n d e d'électricité à court terme et à m o y e n terme, nous p o u v o n s faire l ' h y p o t h è s e suivante pour le reste de la thèse. N o u s supposons que l'élasticité-prix de la d e m a n d e est nulle sur le court terme, sauf indications contraires. Et, en cas de rupture d'alimentation de la consommation, la d e m a n d e est valorisée au Coût de l ' É n e r g i e N o n Distribuée ( C E N D ) , à 10 000 € / M W h .
1. 1. 3. Facteurs de localisation de la demande
Il est rare q u ' u n c o n s o m m a t e u r soit situé à proximité i m m é d i a t e d ' u n m o y e n de production qui puisse pourvoir à ses besoins. Ainsi, u n c o n s o m m a t e u r d'électricité est généralement alimenté par un réseau auquel sont aussi raccordés des m o y e n s de production plus ou moins lointains.
D e fait, l'évolution de la localisation de la c o n s o m m a t i o n structure en partie le d é v e l o p p e m e n t du réseau électrique à long terme. L a flexibilité de la localisation des c o n s o m m a t e u r s est n o t a m m e n t u n e caractéristique importante du point de v u e du d é v e l o p p e m e n t du réseau électrique. E n termes de localisation, nous distinguons ainsi les c o n s o m m a t e u r s flexibles des c o n s o m m a t e u r s inflexibles.
Les c o n s o m m a t e u r s industriels sont généralement des c o n s o m m a t e u r s flexibles en termes de localisation, en fonction des ressources qui sont nécessaires à leur industrie (matières premières, infrastructures, ressources humaines, etc.) et des coûts de ces ressources.
A l'inverse, les réseaux de distribution d'électricité, assimilés à des c o n s o m m a t e u r s du point de v u e du réseau de transport, sont relativement inflexibles en termes de localisation. Modifier la localisation d ' u n distributeur est peu vraisemblable puisque cela reviendrait à déplacer
6 Nous ne considérons pas les coûts de démarrage, de fonctionnement à vide, ou d'arrêt des moyens de production. À long terme, ces coûts représentent moins de 1% des coûts totaux de production. Ils peuvent donc être négligés en première approximation (Stoft [2002]). Ces coûts sont pris en compte dans l'exploitation des moyens de production à court terme par Saguan [2007]. Ils posent toutefois des problèmes d'incitation à l'investissement en production (Joskow [2007]) que nous ne traiterons pas dans cette thèse.
toute une ville. L e déplacement des infrastructures de distribution d'électricité présente déjà à lui seul un coût prohibitif (Salvanes-TJ0tta [1998]).
1. 1. 4. Conclusion sur la consommation
N o u s avons présenté les caractéristiques les plus significatives de la c o n s o m m a t i o n d'électricité à long terme. L a c o n s o m m a t i o n d'électricité se caractérise par de fortes fluctuations de court terme. M a i s , nous avons montré q u ' e n première approximation la c o n s o m m a t i o n d ' u n e année peut être synthétisée grâce à u n e m o n o t o n e de charge. L a c o n s o m m a t i o n se caractérise également par u n e croissance tendancielle à long terme. N o u s avons établi q u ' e n simplifiant, l'élasticité-prix de la c o n s o m m a t i o n est quasi-nulle. M a i s le coût de l ' É n e r g i e N o n Distribuée ( E N D ) est très élevé. A long terme, la planification du réseau peut s'effectuer à c o n s o m m a t i o n donnée, en vérifiant a posteriori que l'hypothèse prise sur la c o n s o m m a t i o n est cohérente avec l'étude réalisée. Enfin, nous avons remarqué que seuls les c o n s o m m a t e u r s industriels sont flexibles en termes de localisation. D a n s la suite, nous supposerons que l'élasticité de la consommation est nulle et que la croissance tendancielle de la c o n s o m m a t i o n est correctement adaptée aux résultats trouvés en termes de coût de production et de transport du système électrique. Toute chose étant égale par ailleurs, cette hypothèse nous permettra de nous concentrer sur les problèmes de coordination des investissements en production et en transport. Cette hypothèse n ' e n l è v e r a rien à la généralité de nos résultats.
1.2. PRODUCTION
U n m o y e n de production d'énergie électrique est u n e installation capable de convertir u n e source d'énergie primaire en énergie électrique. L e s m o y e n s de production d'énergie électrique sont très divers. Chaque type de m o y e n de production a des caractéristiques techniques et économiques propres. Ces caractéristiques expliquent l'utilisation des m o y e n s de production pour satisfaire la c o n s o m m a t i o n d'électricité et la constitution du m i x des énergies primaires pour produire de l'électricité. L'objectif est ici de présenter sommairement les m o y e n s de production les plus répandus et leurs caractéristiques techniques et é c o n o m i q u e s ayant u n e influence sur l'investissement des m o y e n s de production, ainsi que leur coordination avec les investissements en réseau de transport6.
L a centrale de production est la composante élémentaire de l'organisation des m o y e n s de production d'électricité. U n e centrale peut regrouper sur un m ê m e site plusieurs unités ou
7 Un alternateur est une machine électrique rotative qui convertit l'énergie mécanique fournie par un moteur (turbine, diesel, éolienne...) en énergie électrique.
8 Ici il s'agit d'une centrale de production. Ce sera une ligne électrique en 1.3.3.2.
tranches de production souvent de m ê m e technologie et de m ê m e puissance. C h a q u e unité de production est c o m p o s é e d ' u n e turbine ou moteur et d ' u n alternateur7 pour produire de l'énergie électrique. L e s turbines ou moteurs peuvent être entraînés à l ' a i d e de différentes sources d'énergie primaire. L a source d'énergie primaire et le m o d e de conversion de cette énergie en électricité sont des éléments technologiques structurants des m o y e n s de production. N o u s présenterons tout d ' a b o r d les technologies de production les plus largement utilisées actuellement ou dans les années à venir. Ensuite, n o u s exposerons les caractéristiques de ces m o y e n s de production les plus structurantes pour les investissements.
1. 2. 1. Les différents types de moyens de production
Les centrales de production peuvent être classées selon leur technologie, c'est-à-dire selon leurs sources d ' é n e r g i e primaire (Bastard el al. [2000]) et selon le m o d e de conversion plus ou m o i n s direct de l'énergie primaire en énergie électrique ( D G E M P [2003] et R A E [2004]). Parmi l ' e n s e m b l e des m o y e n s de production actuellement disponibles, nous distinguons les turbines à combustion, les centrales t h e r m i q u e s à v a p e u r à cycle simple et à cycle combiné, les centrales nucléaires, les centrales hydrauliques, et les centrales éoliennes.
C e sont les m o y e n s de production les plus matures et les plus utilisés. P o u r chaque technologie de production, nous donnons u n e échelle relative de son rendement, de son coût marginal, de sa durée annuelle de fonctionnement, de son coût d'investissement et de son t e m p s de réalisation ( d ' a p r è s Bastard el al. [2000], Stoft [2002], D G E M P [2003], et R A E [2004]). D a n s un souci de clarté, nous distinguons le t e m p s de réalisation et le temps de construction d ' u n o u v r a g e8. L e t e m p s de construction représente le t e m p s nécessaire pour construire l ' o u v r a g e u n e fois que les démarches administratives préalables ont positivement abouti. L e t e m p s de réalisation inclut le t e m p s nécessaire à l'obtention des validations administratives.
1. 2 . 1 . 1 . T u r b i n e s à c o m b u s t i o n
Les turbines à combustion, ou les moteurs diesel à combustion interne, brûlent du gaz ou du pétrole et utilisent la détente des gaz produits p o u r activer un alternateur produisant l'électricité à la manière d ' u n moteur d'avion. Ces centrales sont caractérisées par un rendement énergétique bas. L e u r coût marginal dépend du prix du combustible utilisé et de leur rendement. L e coût marginal des turbines à combustion est généralement le plus élevé de l ' e n s e m b l e des m o y e n s de production. Ces centrales fonctionnent donc peu d ' h e u r e s par an,
Nous rappelons qu'une année contient 8760 heures.
m o i n s d ' u n e c e n t a i n e9, à la pointe de consommation. Toutefois, leur coût d'investissement est faible et elles peuvent être construites et opérationnelles en u n an.
1. 2 . 1 . 2 . C e n t r a l e s t h e r m i q u e s à v a p e u r à c y c l e s i m p l e
Les centrales thermiques à v a p e u r brûlent du charbon, du pétrole ou du gaz pour vaporiser de l'eau. L a vapeur ainsi produite se détend dans u n e turbine à vapeur qui entraîne un alternateur produisant de l'électricité. Ces centrales sont caractérisées par un rendement moyen. L e u r coût marginal dépend du prix du combustible utilisé et du rendement de la centrale. Par rapport à l ' e n s e m b l e des m o y e n s de production, ce coût marginal est moyen. Ces centrales fonctionnent donc en semi-base, c'est-à-dire 2000 à 6000 h/an. L e u r coût d'investissement est lui aussi m o y e n par rapport à l ' e n s e m b l e des autres m o y e n s de production. L e s centrales thermiques à vapeur alimentées p a r du gaz ou du pétrole peuvent se construire en deux à quatre ans suivant leur taille. L e s centrales thermiques à vapeur alimentées par du charbon peuvent se construire en quatre à cinq ans suivant leur taille.
1. 2 . 1 . 3 . C e n t r a l e s t h e r m i q u e s à c y c l e c o m b i n é g a z
Les centrales à cycle c o m b i n é sont le fruit d ' u n e technologie hybride entre turbine à combustion et centrale thermique à vapeur. U n e turbine à combustion (ou plusieurs), généralement alimentée par du gaz, fonctionne en parallèle d ' u n e turbine à vapeur. L e gaz d ' é c h a p p e m e n t de la turbine à combustion est utilisé pour produire de la vapeur. C o m m e dans u n e centrale thermique à vapeur, la vapeur anime l'alternateur de la turbine à vapeur. D a n s les centrales à cycle combiné, l'électricité est produite par la (ou les) turbine(s) à combustion et la turbine à vapeur. Ces centrales sont caractérisées par u n très b o n rendement. L e u r coût marginal, bien q u ' é t a n t toujours dépendant du prix du combustible, est alors plus faible que celui des centrales à cycle simple. Par conséquent, ces centrales fonctionnent au-delà de la semi-base, j u s q u ' à 7000 h/an. L e coût d'investissement des centrales à « Cycle C o m b i n é G a z » ( C C G ) est du m ê m e ordre que celui des centrales gaz à cycle simple et elles peuvent être construites tout aussi rapidement en deux à quatre ans.
1. 2 . 1 . 4 . C e n t r a l e s n u c l é a i r e s
Les centrales nucléaires fonctionnent grâce à l ' é n e r g i e libérée par la fission d ' a t o m e s d ' u r a n i u m . L a chaleur qui résulte de la fission est transmise à un fluide caloporteur (qui transporte cette chaleur) qui est utilisé pour produire de la vapeur. Cette vapeur, c o m m e dans le cas des centrales thermiques classiques, est utilisée dans un alternateur pour produire l'énergie électrique. Ces centrales sont caractérisées par u n coût marginal très faible, dû tant au faible prix du combustible nucléaire q u ' a u très b o n r e n d e m e n t énergétique de ces centrales.
1 0 Lors du turbinage, l'eau chute et actionne les turbines reliées aux alternateurs qui produisent de l'électricité. L'énergie potentielle de gravité de l'eau est ainsi convertie en énergie électrique.
Elles fonctionnent en b a s e 7000 à 8000 h/an. Toutefois, leur coût d'investissement est très élevé et le t e m p s de construction de ces centrales est relativement long. L e s estimations les plus optimistes donnent cinq ans. E n m o y e n n e , on compte sept ans pour réaliser u n e centrale nucléaire.
1. 2 . 1 . 5 . C e n t r a l e s h y d r a u l i q u e s
D a n s les centrales hydrauliques, l'énergie potentielle de chute de l ' e a u est utilisée pour produire de l'électricité. On distingue principalement d e u x types de centrales hydrauliques : les centrales hydrauliques au fil de l ' e a u et les centrales à réservoir.
D a n s les centrales hydrauliques au fil de l'eau, l ' e a u est t u r b i n é e1 0 au fil du courant des cours d'eau. On dit que cette production est « f a t a l e » p o u r deux raisons. Premièrement, si cette énergie ne sert pas à produire de l'électricité, elle est perdue. D e u x i è m e m e n t , la production d ' u n e centrale hydraulique au fil de l ' e a u est fortement dépendante du courant de l'affluent. U n e légère modulation de la puissance de ces centrales est toutefois possible pour suivre la courbe de consommation.
D a n s les centrales hydrauliques à réservoir, l ' e a u est stockée dans des réservoirs à l'aide de barrages, et est turbinée au rythme des besoins. Certaines turbines sont conçues pour fonctionner aussi c o m m e p o m p e s . Ces centrales peuvent alors stocker de l ' e a u dans les réservoirs aux m o m e n t s de la j o u r n é e où l'électricité est la m o i n s chère. P o u r l'exploitation de ces centrales, il est nécessaire de considérer le coût marginal de production et le coût d'opportunité de produire plus tard. L e coût marginal de production est réputé très faible, voire nul. Toutefois, la possibilité de stockage qu'offre cette technologie a m è n e à considérer aussi le coût d'opportunité de produire à un m o m e n t où la production sera mieux valorisée.
L e s centrales à réservoir fonctionnent donc davantage en pointe ou en semi-base, quand l'énergie est plus chère. L e coût d'investissement de ces centrales est très élevé et leur t e m p s de construction est relativement long.
Ce m o y e n de production électrique a été l ' u n des premiers mis en place dans la plupart des pays. Certaines régions peuvent encore accroître leur production hydro-électrique. M a i s , les systèmes électriques où l'énergie hydraulique p r é d o m i n e restent des exceptions. Et m ê m e dans de tels systèmes, l'opportunité de ne reposer que sur la production hydraulique est sujet à discussion, étant d o n n é les incertitudes sur la quantité d ' e a u et d'énergie disponibles (Doucet [2004, 2005]). L e potentiel hydro-électrique de la majorité des pays développés est généralement déjà proche de son m a x i m u m (Mathieu [2006]). Très peu de n o u v e a u x investissements hydro-électriques à réservoir sont planifiés. D o n c , nous ne considérerons pas les investissements dans ces m o y e n s de production.
1. 2 . 1 . 6. C e n t r a l e s é o l i e n n e s
Les centrales éoliennes utilisent l'énergie m é c a n i q u e véhiculée par le vent pour produire de l'électricité. L a production électrique des éoliennes est considérée c o m m e fatale pour les m ê m e s raisons que la production des centrales hydrauliques au fil de l'eau. Leur coût marginal est donc très faible. Cette production est particulièrement intermittente. Sa prévision est difficile du fait de l'erreur entourant les conditions météorologiques, n o t a m m e n t l'erreur entourant les prévisions de vent. L a difficulté de prévision de cette énergie renforce la nature aléatoire de cette technologie (Hiroux [2007], H i r o u x et al. [2006]). L e coût d'investissement de ces centrales est relativement élevé mais leur temps de construction est relativement court, de deux à trois ans.
1. 2. 2. Caractéristiques des différents moyens de production
Les caractéristiques technico-économiques des centrales électriques sont déterminantes pour leur investissement. Quatre d'entre elles doivent être prises en compte pour l'investissement d ' u n e centrale électrique en particulier : le coût, marginal et fixe (en 1.2.2.1), la localisation du m o y e n de production qui peut faire varier ces coûts (en 1.2.2.2), le t e m p s de réalisation des ouvrages (en 1.2.2.3), la dispatchabilité (en 1.2.2.4), et la disponibilité (en 1.2.2.5).
1. 2 . 2 . 1 . C o û t s d e p r o d u c t i o n
D e u x caractéristiques économiques des m o y e n s de production sont prises en compte pour l'investissement, le coût marginal de production et le coût d'investissement aussi appelé coût fixe.
L e coût marginal des m o y e n s de production est fondamental pour la p r o g r a m m a t i o n de la production à court terme. E n effet, c'est la caractéristique é c o n o m i q u e déterminante pour l'exploitation d ' u n e centrale électrique existante. L e coût marginal de production est le coût d ' u n e unité produite supplémentaire. P o u r les centrales thermiques, c'est-à-dire pour la technologie la plus répandue, le coût marginal de production reflète principalement le coût du combustible utilisé et les autres coûts d'exploitation et de maintenance de la centrale {Operation & Management Costs en anglais). L e coût du combustible pour produire u n e certaine puissance électrique est évalué d ' a p r è s le prix du combustible et la c o n s o m m a t i o n spécifique de chaleur (en anglais : heat rate11) de la centrale. L e heat rate est proportionnel à l'inverse du rendement énergétique : plus le heat rate est grand, m o i n s la centrale est performante.
1 1 La consommation spécifique de chaleur (heat rate) est le rapport entre le flux d'énergie primaire entrant dans la centrale (énergie contenue dans le combustible) et l'énergie électrique sortante (Stoft [2002]). La consommation spécifique de chaleur (ou heat rate) se mesure en kJ/kWh ou en BTU/MWh.
150 7
-Jan-03
30,000 40,000 50,000 60,000 Available Installed Capacity (MW)
Jan-04 Jan-05
70,000 80,000
F i g u r e 1.5 C o u r b e s de coûts m a r g i n a u x pour la F r a n c e ( L o n d o n E c o n o m i e s [2007])
L e coût d'investissement est le coût fixe nécessaire à la réalisation de la centrale de production. P o u r les besoins des calculs économiques, ce coût est généralement a c t u a l i s é1 2 sur
1 2 Un coût C actualisé au taux a pendant T années consiste à trouver l'annuité A telle que
T A nC
C = V soit A = — r ^ r (Stoft [2002]).
É D +
A)'
l - ( l + ATL e coût marginal varie b e a u c o u p avec la technologie d e production considérée. P o u r les besoins d ' u n e étude du système électrique sur le long terme, on suppose généralement que le coût marginal de production est indépendant du point de fonctionnement de la centrale. Par exemple, le coût marginal est le m ê m e que la centrale soit à « mi-charge » ou à « pleine charge ». P o u r u n e technologie de production donnée, il peut varier d ' u n e centrale à l'autre si elles ont des rendements énergétiques différents. L e r e n d e m e n t énergétique d ' u n e centrale décroît généralement avec son âge.
Cette diversité explique que des technologies différentes entrent en fonctionnement pour différentes situations de c o n s o m m a t i o n du système. On utilise d ' a b o r d toutes les capacités disponibles des centrales à coût marginal faible, avant d'utiliser d'autres technologies à coût marginal plus important. L a figure 1.5 représente différents empilements de coûts m a r g i n a u x par coût croissant. On remarque d ' a b o r d la grande diversité des coûts marginaux, représentés par les différents paliers (voir aussi le tableau 1.1). E n outre, on r e m a r q u e que, quand le système arrive à ses limites de capacité de production (toutes les centrales disponibles sont utilisées à leur capacité maximale), les coûts m a r g i n a u x augmentent considérablement. Sur la figure 1.5, cet effet est amplifié par le très faible coût marginal du nucléaire.
Tableau 1.1 Coût marginal et coût d'investissement de production Sources : D G E M P [2003], I G F - C G M [2004], R A E [2004]
T e c h n o l o g i e d e
p r o d u c t i o n C o û t m a r g i n a l ( € / M W h ) C o û t d ' i n v e s t i s s e m e n t ( € / k W / a n )
Turbine à Combustion 92 29
Charbon 14-15 118-135
Cycle simple Gaz 33 49
Cycle Combiné Gaz 15-32 4 0 - 5 4
Nucléaire 6-7 136
Hydraulique 0 -
Eolien onshore 0 77
offshore 0 90
D a n s ce tableau, nous constatons que les coûts d'investissement des centrales sont généralement d'autant plus faibles que leurs coûts m a r g i n a u x sont élevés (et inversement).
L e s m o y e n s de production en b a s e ont un coût d'investissement élevé et un coût marginal faible. A l'inverse, les m o y e n s de production en pointe ont un coût d'investissement faible et un coût marginal élevé. N ' i n v e s t i r que dans les m o y e n s de production de base permet d'avoir un coût d'exploitation faible mais avec un coût d'investissement élevé. N ' i n v e s t i r que dans les m o y e n s de production de pointe permet d'avoir un coût d'investissement faible mais avec un coût d'exploitation élevé. U n arbitrage entre les différents types de m o y e n s de production est donc nécessaire pour réaliser un investissement au m o i n d r e coût total.
L a définition du mix énergétique devra prendre en c o m p t e la grande diversité des coûts d'investissement et des coûts marginaux de l ' e n s e m b l e des technologies et à technologie d o n n é e (section 2). Ce sont ces différents coûts et n o t a m m e n t le rapport entre les coûts d'investissement en production, les coûts m a r g i n a u x et la durée de fonctionnement des centrales qui détermineront la capacité de chacun des m o y e n s de production dans le m i x énergétique (Stoft [2002]).
1. 2 . 2 . 2 . L o c a l i s a t i o n d e la p r o d u c t i o n d ' é l e c t r i c i t é
L e coût de production, marginal et fixe, peut varier avec la localisation du m o y e n de production. Ainsi, l'accès à l'énergie primaire est un facteur important de la localisation d ' u n e centrale ( R T E [2004c]).
L e prix du combustible peut varier avec le lieu où il est c o n s o m m é . L a variation du coût complet des centrales à cycle combiné gaz en E u r o p e en est un exemple (voir figure 1.6). On constate que le gaz nécessaire aux C C G est moins cher en Belgique q u ' e n Italie. L a la durée de vie estimée de la centrale et exprimé en € / k W / a n . On observe u n e grande diversité des coûts d'investissement des m o y e n s de production (voir tableau 1.1).
IT
GCGT-Beyum CCGT-UK CGGT - Spain CCCiï - German/ CCÛT -1 raK'
Figure 1.6 C o û t complet d'une centrale à cycle c o m b i n é gaz en E u r o p e ( C S F B [2004])
L a disponibilité et la température de la source froide nécessaire aux centrales avec turbines à vapeur peuvent aussi modifier le coût de production d ' u n e centrale. E n effet, ces centrales sont d'autant m o i n s efficaces que la température de leur source froide est é l e v é e1 3. L e débit de la source froide est aussi un critère de localisation des centrales électriques.
L e coût d'investissement pour u n e technologie de production d o n n é e peut aussi varier suivant le lieu de localisation du m o y e n de production, toute chose étant égale par ailleurs. L e coût du terrain peut n o t a m m e n t accroître le coût d'investissement de production. Par exemple, en Angleterre, le coût foncier entre le N o r d (où se situe la majorité de la production électrique) et le Sud (où se situe la majorité de la c o n s o m m a t i o n ) varie d ' u n facteur 10 ( G V O [2007]) et limite les possibilités d'installation de centrales électriques dans le sud du pays.
Les problèmes d'acceptabilité des centrales dans les zones densément peuplées accroissent indirectement le coût d'investissement en retardant voire en empêchant l'installation des centrales.
C o m p t e tenu de ces différents éléments, nous p o u v o n s évaluer la flexibilité en termes de localisation des différents m o y e n s de production (tableau 1.2).
1 3 La température des sources froides et des eaux rejetées par les moyens de production constitue l'un des éléments qui a causé des problèmes d'alimentation lors de la canicule de l'été 2003 en France (DGEMP [2004]).
localisation du m o y e n de production doit donc être prise en compte p o u r déterminer entre autres son coût marginal.
