Méthode de construction d’une offre d’effacement électrique basée sur les technologies gaz naturel

Caractérisation de la demande et définition des notions de pointe et d’effacement

Un des enjeux de la thèse est de moduler la thermosensibilité (par effacement) de la courbe de charge électrique afin de maîtriser la pointe de consommation en période froide.
La caractérisation de la thermosensibilité et de ses déterminants est donc un point clef de la méthodologie à construire. Nous précisons donc dans un premier temps les notions de thermosensibilité et de saisonnalité, caractéristiques de la demande, puis nous décrivons les éléments constitutifs des infrastructures qui sont conditionnés par la demande.

Description de la demande

Tout d’abord il convient de préciser certaines notions, notamment la distinction entre consommations saisonnières et consommations thermosensibles. Celle-ci met en évidence, en plus des cycles hebdomadaire et journalier, le cycle saisonnier de la CdC causé par un accroissement des besoins en hiver. Ce surplus saisonnier est induit par deux composantes : l’une est structurelle, par variations cycliques de certains usages (éclairage, cuisson, ECS, . . .), l’autre est liée aux variations climatiques (process industriels, chauffage, . . .). Celles-ci étant fortement corrélées, le premier écueil est l’identification de ces deux consommations. De plus, le caractère thermosensible des usages n’est pas une évidence a priori. L’énergie consacrée à l’eau chaude sanitaire est dépendante du besoin des usagers et de la température d’eau froide. C’est un usage qui peut être saisonnier (douche plus fraîche l’été ?) et qui peut, dans une certaine mesure, être thermosensible du fait de l’impact de la température extérieure sur la température d’eau froide. L’identification et l’estimation de ces deux composantes est un enjeu majeur de la prévision de la CdC et de la planification du système électrique. Les méthodes d’estimation développées par les gestionnaires sont à la base des outils de prévision, de correction climatique et de planification.

Définition de la pointe

Comment définir la pointe ?
Dans les bilans prévisionnels RTE (RTE, 2007a, 2009a), la terminologie associée à la description des pointes est la suivante : pointe du matin ; hausse de la consommation en début de journée. pointe du soir ; hausse de la consommation en fin de journée. pic de 19 h, pointe de 19 h ; augmentation prononcée de la consommation à 19 h. pointe de consommation ; désigne généralement la pointe de 19 h. usages de pointe ; usages induisant des consommations marquées. pointe à une chance sur 10, pointe décennale ; dont la probabilité d’occurrence est de une fois tous les dix ans. pointe d’hiver ; hausse saisonnière de la consommation.
La notion de pointe fait référence à une mesure du maximum de la puissance électrique. La mesure est donc une composante intrinsèque de la notion de pointe. En observant une série de mesures quotidiennes, le mot pointe est également utilisé pour désigner la plus grande consommation journalière. La terminologie pointe de consommation est donc dépendante du cadre de l’étude.
La plupart du temps nous employons le nom de pointe journalière (à un moment de la journée), toutefois la notion de pointe est dépendante des cycles présents dans la courbe de charge, cycle journalier, hebdomadaire et saisonnier ; pointe d’hiver par exemple. Nous remarquons que pour lisser la courbe de charge (CdC) il convient de s’attaquer à 3 composantes : Pointe journalière ; Pointe hebdomadaire ; Pointe saisonnière.
La pointe saisonnière est dimensionnante pour le système électrique, elle est responsable d’une amplitude de près de 30 GW variable selon les conditions climatiques. Rythmé par l’activité économique, le cycle hebdomadaire engendre des variations de 10 GW ; observations faites au pas journalier. Enfin le cycle journalier, marqué par une période de moindre consommation la nuit, est d’amplitude 15 GW. Ce dernier évolue au fil des saisons. En dehors des périodes de chauffe, la pointe journalière se situe aux alentours de 13 h tandis que l’hiver on observe un pic à 19 h, période de concomitance forte entre les différents secteurs et usages, notamment l’éclairage. À l’issue d’un groupe de travail sur la pointe en 2010, les rapporteurs (Poignant et Sido, 2010) ont proposé la comparaison suivante : « Pour simplifier, on peut assimiler les variations saisonnières aux mouvements de marée et les pointes journalières aux vagues ». Pourrait-on faire face à une marée en déformant uniquement les vagues ? En admettant que l’on puisse lisser la pointe de 19h, agir sur la consommation entre 18 h et 20 h, en l’abaissant au niveau de la pointe du matin plus étendue, de 8 h à 12 h, le gain serait de l’ordre de 3 GW sur le cycle journalier d’amplitude 15 GW.

Étude des réseaux

Caractérisation des réseaux gaz et électrique

On note une forte similarité entre les réseaux gaz et électrique ; celle-ci est issue de considérations technico-économiques résultant d’un compromis entre investissements et dépenses d’exploitation. Ces dernières sont liées en partie aux pertes qui dépendent des flux (débit, intensité) selon des lois non-linéaires. Un enjeu majeur de l’acheminement des énergies est donc la diminution des pertes par augmentation du potentiel (pression, tension).
En revanche, plus les infrastructures sont dimensionnées à des niveaux de potentiels élevés, plus le coût des matériaux et des équipements augmente. Un optimum est donc à évaluer par chaque gestionnaire. Les transitions entre les niveaux de pression et de tension sont assurées respectivement par des détendeurs et des transformateurs, leur rôle est d’ajuster les niveaux entre étages. Leurs réglages sont assurés manuellement ou automatiquement, respectivement sur les faibles et hauts niveaux de potentiel. Les interfaces transport-distribution sont nommées Point d’Interface Transport Distribution (PITD) en gaz, et Poste Source en électricité.
Les réseaux de transport possèdent déjà un haut niveau d’intelligence répartie comme par exemple la mesure temps réel des flux et l’installation d’actionneurs commandables à distance (SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition). En revanche, les réseaux de distribution ne sont pas gérés de manière active. On parle en terme anglo-saxon de « fit and forget principle » : les lignes et les différents organes sont installés sans avoir de contrôle instantané sur leur état (saturation, mesure). L’apparition de nouvelles contraintes sur la gestion du réseau de distribution impose désormais une exploitation plus dynamique et l’introduction du concept de Smart-Grid, réseau intelligent. Le point clé de l’intégration des énergies renouvelables décentralisées est la gestion des charges, c’est-à-dire la capacité future à contrôler la demande ou la production en assurant un équilibre offre-demande local, en évitant ainsi des besoins massifs de renforcement du réseau, ou des coupures d’injection d’électricité d’origine renouvelable. ERDF contribue aujourd’hui à cet enjeu avec l’intégration du DEIE (Dispositif d’Échange d’Informations d’Exploitation) dans la conduite des réseaux HTA ; les Automates de Débouclage Ampère-métrique (ADA) permettent la détection des sur-intensités qui sont ensuite traitées par des envois d’ordre aux producteurs ou des effacements d’urgence . Les contraintes dues à l’intégration de l’éolien et au photovoltaïque sont plus fortes en période estivale lorsque la demande est au plus bas. Ainsi toutes les technologies de pilotage de la charge, ou de stockage à déployer, sont contraintes sur des périodes hors chauffage.

Utilisation et efficacité des réseaux de transport et de distribution

Une offre d’effacement doit inclure les efficacités des systèmes de consommation (pompe à chaleur, chaudière, etc) mais également des infrastructures.
Nous précisons en préambule que les consommations incluent les pertes des réseaux. Si l’électricité ne se stocke pas et impose une gestion stricte, les transits de molécules de gaz sont naturellement plus faciles à gérer car des solutions de stockage existent. On distingue deux sources de flexibilité dans la conduite du système gaz :
Stock en conduite ou réserve gazométrique : il s’agit du stock de gaz présent dans les conduites. Intrinsèquement l’écart entre la pression maximale et minimale de service constitue une réserve mobilisable permettant de gérer les variations infra-journalières de la demande. Ce service est assuré par GRTgaz et TIGF et permet aux expéditeurs d’équilibrer leurs approvisionnements et leurs fournitures au pas journalier. Cependant un nouveau paradigme a remis en cause cette facilité de gestion : la connexion au réseau de cycles combinés ayant des volumes modulés journaliers très importants par rapport aux volumes usuels (GRTgaz, 2009). Un service de facturation de cette flexibilité a donc été mis en place. Les renforcements prévus sur le réseaux de transport gaz permettent de lever toute contrainte sur la gestion infra-journalière (GRTgaz, 2012a). Stockage dans des réservoirs : la compression de gaz dans des cavités salines ou aquifères permet de stocker le gaz importé en été et de le restituer aux consommateurs en hiver lorsque la demande est supérieure aux approvisionnements. Les capacités de soutirages offertes dépendent de la nature des réservoirs. Par exemple les milieux aquifères ont une porosité qui limitent les échanges gazeux.
Les dépenses de compression sont de l’ordre de 640 GWh de gaz en moyenne sur les années 2010 et 2011 et de 200 GWh d’électricité (chiffres transmis par Storengy). Ces consommations sont relatives aux stockages de Storengy qui sont au nombre de 12.

L’équilibrage en pratique : qui consomme quoi ?

Bien que cette partie ne soit pas centrale à la thèse elle est utile à la compréhension de la gestion des responsabilités des producteurs face à la demande des usagers. L’intégration de nouvelles technologies de chauffage nécessiterait des ajustements à la méthode employée en 2012.
Si une hypothétique valeur des technologies est estimée, nous pouvons nous interroger sur la mise en pratique de la valorisation des technologies gaz.
En dehors de toute considération technique sur la gestion de l’EOD, les gestionnaires de réseaux de T&D s’assurent a posteriori que les fournisseurs ont bien alimenté leurs porte-feuilles de clients à hauteur de leurs consommations. Ce principe est promulgué dans la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité (Officiel, 2000) : « Chaque fournisseur d’électricité contribue, en fonction des caractéristiques de consommation de ses clients, en puissance et en énergie, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité d’approvisionnement en électricité ». L’énergie électrique les entités responsables de cet équilibre sont, comme leur nom l’indique, les responsables d’équilibre (RE). L’équivalent des RE dans le domaine gazier sont les expéditeurs.
Un tel mécanisme suppose que la charge de chacun des utilisateurs du réseau soit connue afin de reconstruire la CdC. Après une méthode de reconstitution des charges sur le RPD, le GRD communique au GRT les profils de soutirages des consommateurs de chaque RE (ou expéditeur). En électricité, l’équilibrage est assuré sur un pas de temps 30 minutes, en gaz sur un pas journalier.
La vérification a posteriori de l’équilibrage entre les soutirages et les injections suppose de connaître l’ensemble des profils de consommation, y compris ceux des clients non télérelevés. En effet, les petits consommateurs ont des relèves de compteur tous les 6 mois ; on ne connaît donc pas leur profil de consommation. Pour cette catégorie d’utilisateurs du RPD le choix a été fait de développer une méthode de profilage permettant de répartir les consommations semestrielles en profils de consommation ayant une résolution adaptée au pas d’équilibrage.
Les profils sont validés par des comités spécifiques en gaz et en électricité au sein de groupes de travail mis en place par la CRE : Groupe de Travail Électricité et Groupe de Travail Gaz ; GTE et GTG. Les profils ainsi admis sur base de panels représentatifs sont publics et disponibles sur les sites internet de chacune des entités.

Programmes de Maîtrise de la Demande en Électricité

Le domaine de la Maîtrise de la Demande en Électricité (MDE) n’est pas nouveau et de nombreux plans d’action ont déjà été implémentés. La constitution d’un offre d’effacement est un instrument de MDE au sens d’une amélioration de la gestion de la demande, plus que la simple recherche d’efficacité énergétique. Cette nouvelle s’intéresse donc aux problématiques d’intégration et de valorisation des mesures MDE.
Définition :Une définition pertinente de la MDE retenue par M. Orphelin (Orphelin, 1999) est la suivante, extraite de (Garcia et Careme, 1995) :
« La MDE recouvre l’ensemble des actions menées pour améliorer l’efficacité des usages de l’électricité et optimiser son utilisation par le consommateur. Les actions de Maîtrise de la Demande en Électricité trouvent leur justification dans leur intérêt économique pour la collectivité et dans la satisfaction procurée au consommateur. L’efficacité énergétique n’est donc pas recherchée pour elle-même, mais quand elle procure un bilan coût-avantage satisfaisant sans détériorer le service rendu. »
Celle-ci traduit bien la nécessité de trouver un intérêt économique aux actions de MDE. Les analyses coûts-bénéfices sont donc essentielles.
De plus, les concepts d’efficacité et d’optimisation de l’utilisation de l’électricité sont deux notions similaires mais non équivalentes. Nous distinguons les deux concepts en associant les types d’actions bien identifiées dans la littérature :
Efficacité : c’est-à-dire des actions d’économie d’énergie comme les certificats d’économies d’énergie ou générer des Négawatts. Le concept de Négawatt, porté par l’association éponyme, représente de l’énergie non consommée du fait de l’amélioration des performances énergétiques des systèmes. Le Négawatt peut-être vu comme une centrale virtuelle d’effacement de consommation. Concrètement l’efficacité dans l’utilisation de l’électricité vise à :
Faire des économies d’énergie (strategic conservation) ; Contrôler la croissance (strategic load growth) ; Optimisation, gestion de la charge : le but est de piloter la charge pour consommer de l’électricité au moment opportun. Pratiquement, il s’agit de :
Combler les périodes creuses (valley filling) ; Décaler les charges (load shifting) ; Aplatir les périodes de pointe (peak clipping) ; Donner de la flexibilité à la courbe de charge (flexible load shape) ; Réduire les modulations saisonnières.
Le dernier point, la réduction des modulations saisonnières, est une classe d’action peu étudiée proposée dans (Wagner, 1993).
Envergure des actions de MDE : Deux approches complémentaires des mesures de MDE sont à distinguer (Hilal et al., 2005) :
Approche micro : actions permettant de lever des contraintes existantes (généralement de tension sur les réseaux étendus) sur un point localisé ; ce sont des projets « sur mesure » répondant à des contraintes très localisées et particulières ;
Approche macro : actions standardisées déployées sur une zone étendue visant à réduire les pointes de consommation. Par exemple : asservissement des chauffe-eau, régulation des chauffages électriques. Ces mesures supposent une connaissance des caractéristiques de consommations types par classe d’usagers et leurs impacts sur les réseaux.
Les objectifs sont multiples : réduire le nombre de contraintes existantes et anticiper les contraintes futures.

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Table des matières

Introduction : Contexte, enjeux et objectifs 
1 Analyse de la demande et des infrastructures de réseau 
1.1 Caractérisation de la demande, pointe et effacement 
1.1.1 Description de la demande
1.1.2 Définition de la pointe
1.1.3 Évolution des descripteurs de la demande électrique
1.1.4 Caractérisation d’un effacement, horizon de temps
1.2 Étude des réseaux 
1.2.1 Caractérisation des réseaux gaz et électrique
1.2.2 Utilisation et efficacité des réseaux
1.2.3 Dimensionnement des réseaux : notions utiles
1.2.4 Dimensionnement des couches de réseaux électriques
1.3 Gestion de l’équilibre offre-demande (EOD) 
1.3.1 Court-moyen terme
1.3.2 Long terme
1.3.3 L’équilibrage en pratique : qui consomme quoi ?
1.3.4 Contrainte spatiale
1.4 Spécificités locales et régionales 
1.4.1 Concomitance des pointes locales
1.4.2 Deux régions en défaut de production : nécessité d’actions de MDE
1.5 Appels de puissances et émissions associées
1.6 Programmes de Maîtrise de la Demande en Électricité
1.6.1 Définition
1.6.2 Exemple de travaux de MDE face à la pointe
1.6.3 Évaluation des programmes de MDE et outils existants
1.6.4 Maîtrise de la demande par insertion de technologies gaz/électricité
1.6.5 Régulation de l’offre et de la demande dans le système électrique
1.7 Valorisation des programmes de MDE 
1.7.1 Coûts marginaux de production
1.7.2 Intégration de la MDE dans la planification du système électrique
1.7.3 Coûts marginaux de transport et distribution (T&D)
1.7.4 Structure tarifaire et coûts actuels
1.7.5 Traitement de la thermosensibilité pour les réseaux
1.7.6 Coût des marges : tarification de l’aléa
1.8 Problématique de répartition spatiale 
1.8.1 Discussion sur la péréquation urbain rural
1.8.2 Discussion sur le financement des opérations de MDE
1.8.3 Différenciation géographique
1.9 Conclusion générale 
2 Analyse de courbes de charge agrégées 
2.1 Analyse du processus d’agrégation et foisonnement
2.1.1 Description du foisonnement
2.1.2 Introduction de grandeurs d’intérêt
2.1.3 Caractérisation de l’agrégation spatiale
2.1.4 Caractérisation de l’agrégation temporelle
2.1.5 Agrégation spatio-temporelle et intervalle de confiance
2.2 Modèles d’estimation de courbes de charge de chauffage et planification 
2.2.1 Signature énergétique – modèle statique
2.2.2 Influence du pas de temps sur la dispersion des variables
2.2.3 Signature énergétique – modèle dynamique
2.3 Application à des courbes de charge réelles 
2.3.1 Étude de cas : micro-cogénérations en résidentiel
2.3.2 Analyse de courbes de charge de chauffage électrique
2.4 Synthèse 
3 Construction d’une méthode d’estimation régionale 
3.1 Positionnement spatio-temporel du modèle et critères de validation
3.1.1 Objectifs
3.1.2 Positionnement des données et modèles existants
3.1.3 Structuration du modèle Bottom-Up
3.1.4 Vers une validation du modèle
3.2 Vers une calibration en énergie : analyse et définition du problème 
3.2.1 Introduction à la problématique
3.2.2 Approches de modélisation possibles
3.2.3 Calibration statistique d’un modèle physique
3.2.4 Connaissance du parc et des consommations de chauffage
3.3 Calibration en puissance 
3.3.1 Modélisation physique unitaire
3.3.2 Approche d’agrégation, et interprétation « statistique »
3.3.3 Agrégation et réduction appliquée à un parc
3.4 Application 
3.5 Conclusion 
Conclusion et perspectives 
A Annexes du chapitre 1
A.1 Formalisme des Courbes de Charges
A.1.1 Définition
A.1.2 Descripteurs et opérateurs associés
A.2 Analyse de la courbe de charge électrique
A.3 Modélisation des consommations thermosensibles 
A.3.1 Estimation de la consommation de gaz
A.3.2 Estimation de la consommation d’électricité
A.4 Outils de diagnostic des réseaux de distribution gaz et électrique 
A.5 Coût évité par report d’investissement
A.6 Évolution des thermosensibilités des profils 
A.7 Gestion de l’équilibre offre demande 
A.8 Modulation des moyens de production 
A.9 Les apologues de Gabriel Dessus relatifs à la tarification au coût marginal, extrait de Marty (2002) 
A.10 Coût de développement du réseau : estimation économétrique, relation de Juricic
B Annexes du chapitre 2 
B.1 Small scale impact of gas technologies on electric load management Vuillecard et al. (2011b)
C Annexes du chapitre 3 
C.1 Modélisation de la performance des systèmes 
C.1.1 Objectif
C.1.2 Chaudière
C.1.3 Pompe à chaleur
C.1.4 Pompe à chaleur hybride
C.1.5 Micro-cogénération
C.1.6 Sorties du module système
D Caractérisation et exploitation des données 
D.1 Enquête Logement – CEREN 
D.2 Analyse des données météo 
D.2.1 Données disponibles
D.2.2 Caractérisation des données
D.2.3 Analyse des données climatiques
D.2.4 Radiation
D.2.5 Corrélation nébulosité rayonnement
D.2.6 Définition des températures normale et de référence
D.3 Algorithme d’estimation de la radiation incidente à une surface verticale 
D.4 Données RTE
D.4.1 Données de consommation nationale
D.4.2 Données de production
D.4.3 Reconstitution des charges et résidu national
D.4.4 Bilan import/export
D.5 Exploitation d’une campagne de mesure de CdC
D.5.1 Caractérisation des données
D.5.2 Procédure de test, et validation
D.5.3 Résultats de la procédure et exploitation
D.5.4 Création de profils d’apports internes à partir des profils d’électricité spécifiques
D.5.5 Bilan de consommation et profilage du chauffage

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