Cours sur le transport et distribution de l'énergie électrique
1. Généralités
Les réseaux d’électricité ont été conçus dans le but de veiller à :
- la fiabilité de la fourniture de l’énergie électrique. Les réseaux relient entre elles toutes les unités de production et visent à assurer une fonction de secours en cas de pannes et/ou de défaillances.
- L’optimalisation de la disponibilité de l’énergie électrique aux consommateurs, ainsi les réseaux (i) permettent d’acheminer l’énergie produite par des sources délocalisées vers les points de consommation ; (ii)visent à assurer l’acheminement de l’énergie produite en masse à un endroit défini par des machines raccordées en grande partie aux niveaux de tension supérieurs vers des consommateurs en général disséminés sur un territoire donné et raccordés à des niveaux de tension inférieurs ; (iii) permettent de créer des synergies entre systèmes de production différents (hydraulique , solaire et éolien renouvelables mais dépendent de la disponibilité de la source primaire tandis que le thermique (classique, nucléaire, géothermal) assure la base et la relève des précédents), voire, à terme, profiter d’une gestion coordonnée des faisceaux horaires, etc…
- Suite à la libéralisation du secteur électrique, le réseau vise également à remplir un rôle dans la facilitation du marché de l’électricité et à faire en sorte qu’un maximum de transactions commerciales puisse s’exécuter. Dans ce contexte, le réseau doit permettre toute transaction entre différents nœuds du réseau et au-delà de la frontière des états. L’objectif est en effet de permettre à tout utilisateur de choisir librement son fournisseur d’électricité et le type de production sur base de critères qui lui sont propres (prix, qualité du service, électricité verte, …)
Le but premier d'un réseau d'énergie est de pouvoir alimenter la demande des consommateurs. Comme on ne peut encore stocker économiquement et en grande quantité l'énergie électrique il faut pouvoir maintenir en permanence l'égalité :
| Production = Consommation + pertes | (1) |
C’est le problème de la CONDUITE du réseau.
Dans nos réseaux les pertes (transport et distribution) sont de l'ordre de 4 à 5 % de la consommation.
De plus la qualité du service est un souci majeur de l’exploitant : maintien de la tension et de la fréquence dans les plages contractuelles (problème de REGLAGE du réseau), prise en compte du couplage dynamique entre production et consommation via le réseau (STABILITE), assurer l’intégrité des ouvrages (DIMENSIONNEMENT approprié et PROTECTION).
Certaines notions utilisées par la suite sont définies dans notre glossaire disponible sur le web.
2. La CONDUITE du réseau
Le principe de l'égalité (1) est assuré par une prévision statistique de l'évolution de la charge, seule une gestion rigoureuse et continue permet d'éviter une instabilité, c'est le rôle du dispatching national.
Dans la plupart des pays, ce travail se fait la veille pour le lendemain. La préparation de l’exploitation est contractualisée entre les acteurs. C’est lors de la préparation journalière que sont figées les demandes de chacun, que l’accès au réseau de transport est accepté ou refusé, et que sont définies précisément les conditions techniques et économiques de la production électrique et des services de transport de l’énergie.
Depuis la libéralisation du marché, on a défini en Europe des « zones de réglage ». A tout moment dans ces entités, les flux entrants et sortants doivent être équivalent. Actuellement ces zones de réglages sont généralement les pays mais cela pourrait changer à terme.
La prévision statistique est en grande partie aidée par les diagrammes de charge (voir plus loin). (à titre exemplatif, la fluctuation par rapport aux prévisions est notamment liée à une variation de la température ambiante. En Belgique, une variation de 1 °C correspond, à une demande supplémentaire de 60 MW (heure pleine) et de 100 MW (en heure creuse).) Le mécanisme de correction classique est basé sur les données des consommations à l’heure de pointe durant les mois d’hiver. La correction est faite par régression linéaire de la consommation locale à l’heure de la pointe du jour en fonction de la température minimale observée la veille. Ce modèle peut être sophistiqué par la prise en compte des consommations horaires des deux dernières années, l’extraction d’impact cyclique saisonniers, journalier et horaire ainsi que de l’évolution tendancielle de la consommation (base mensuelle).
A titre exemplatif la figure 1 reprend un tel diagramme de charge journalier pour la France, avec en superposition la prédiction et la consommation effective.
Ces aspects sont gérés de manière quart horaire. En dessous de 15 minutes cette égalité doit évidemment également être vérifiée. C’est vraiment à ce niveau que la conduite du réseau est délicate, car elle peut être perturbée à tout instant par des défauts, des pertes non prévues de liaisons ou de centrales. La correction doit être rapide et efficace, faute de dérive (instabilité, blackout). Ces notions sont analysées en détail dans le cours de mon collègue Louis Wehenkel (« Système de conduite des grands réseaux électriques », cours ELEC026 donné en deuxième maîtrise (option)).
2.1 Production
La production doit en tout instant être capable de satisfaire la demande (consommation+ pertes), elle doit donc prévoir des moyens de production pour couvrir l’extrême pointe de la demande, même si cette dernière n’existe que quelques minutes par an.
Au niveau européen, la répartition de la production entre les différents types est représentée grosso modo par la figure suivante (renouvelable inférieur à 5%, non représentable sur le graphique).(fig.2)
Fig.2 : répartition de la production dans les pays de l’UCTE.(source UCTE)
En Belgique la puissance installée était de environ 16000 MW en 2005 et les pointes demandées (généralement en décembre ou en janvier) étaient récemment de :
11279 (1996) MW
12543 (2000) MW
13708 (2004) MW
Toutefois il ne faut pas (plus) se limiter à cette disponibilité. Suite à la libéralisation du marché la puissance peut aujourd’hui provenir de n’importe où dans les réseaux interconnectés, cette notion devrait donc à l’avenir être définie au niveau des réseaux interconnectés, en supposant que le réseau est dimensionné pour permettre ces transits.
Les centres de production sont répartis relativement uniformément dans l’ensemble du réseau interconnecté, évidemment dépendant de source froide pour les productions thermiques et de localisation adéquate pour les sources hydrauliques et plus récemment éoliennes ou solaires, marémotrice, géothermale, …
La taille des groupes dépend d’effet d’échelle et d’aspects technologiques.
En Belgique, les principaux centres de production sont repris sur le graphique ci-dessous (fig.3) :
Fig. 3 Localisation des centres de production en Belgique (source Electrabel)
2.2 Consommation :
La consommation d'énergie électrique s'établit chaque année par pays, de nos jours environ à (2004, source Eurelectric, fig 4) , par ordre décroissant du nombre d’habitants :
| Allemagne | (79.5 millions d'habitants) | : 554 | TWh | soit per capita : 7000 kWh |
| Italie (57.4 millions d'habitants) | : 322 | TWh | : 5610 | |
| Royaume-Uni (57.3 millions d'habitants) | : 390 | TWh | : 6810 | |
| France (56 millions d'habitants) |
: 477 | TWh | : 8500 | |
| Espagne (40 millions d'habitants) | : 280 | TWh | : 7000 | |
| Pologne (38 millions d’habitants) | : 132 | TWh | : 3470 | |
| Pays-Bas (14.5 millions d'habitants) | : 110 | TWh | : 7590 | |
| République Tchèque (10,4 millions d’habitants) | : 61 | TWh | : 5860 | |
| Portugal (10.3 millions d'habitants) | : 50 | TWh | : 5000 | |
| Hongrie (10.3 millions d’habitants) |
: 38 | TWh | : 3800 | |
| Grèce (10.1 millions d'habitants) | : 53 | TWh | : 5250 | |
| Belgique (9.9 millions d'habitants) | : 87 | TWh | : 8800 | |
| Suède | (8.7 millions d’habitants) | : 146 | TWh | : 16780 |
| Autriche (7.9 millions d’habitants) | : 62 | TWh | : 7850 | |
| Finlande (5.1 millions d’habitants) | : 87 | TWh | : 17000 | |
|
Danemark (5.1 millions d'habitants) | : 36 | TWh | : 7060 | |
| Irlande (3.6 millions d'habitants) | : 25 | TWh | : 6950 | |
| Luxembourg (0.37 millions d'habitants) | : 6 | TWh | : 16200 | |
| Monde entier (2002) (6 milliards d’habitants) | : 16000 | TWh | : 2700 | |
| Europe des 25 (2002) (0.453 milliard) | : 3000 | TWh | : 6600 | |
| USA | (2002) (0.258 milliard) | : 3993 | TWh |
: 15500 |
| Fédération de Russie (2002) (0.150 milliard) | : 889 | TWh | : 5930 | |
| Japon (2002) (0.110 milliard) | : 1088 | TWh | : 9900 | |
La croissance de la consommation est passée de plus de 10% (années 60 ) à 5% (année 70, hors chocs pétroliers) , nulle au début des années 80, elle a repris pour se stabiliser à 3- 4% pendant les années 90 dans les pays occidentaux et le Japon, elle est aujourd’hui (2006) quasi stabilisée dans les pays occidentaux. Dans les pays de l'est la consommation a chuté à partir de 1989 suite à une restructuration profonde de l'industrie puis est repartie dans les années 2000. Certains pays d'Afrique et d'Asie sont en expansion à plus de 10% (Chine, Indonésie, Viêt-nam, Maroc, etc...)
En Belgique (source FPE 1995), la consommation nette d’énergie électrique a augmenté à un rythme de 4,9 % en 1994 et 2,9 % en 1995, 3,1% en 1998 ; 0.7% en 1999 et 4.1% en 2000, stabilisée après 2004.
Fig. 4 Energie consommée (TWh) par pays en 2004, Europe des 25.(source eurelectric)
Répartition de la consommation
La consommation d'énergie électrique se répartit grosso modo, en Belgique : 22% en utilisation domestique
56% en utilisation industrielle
22% en services(services publics, commerce, activités financières, captage eau, éclairage public), transport et agriculture
Pour rappel, au niveau global de la consommation moyenne d'énergie par habitant dans le monde, une partie seulement est d'origine électrique(environ 20% dans les pays de l’Union Européenne en 2002).
La prévision statistique se fait sur base du diagramme de charge.
2.3 Diagramme de charge
Le diagramme de charge est un des éléments essentiels utilisés par le dispatching national en vue de la gestion optimisée du parc des centrales de production.
Il y a plusieurs types de diagramme de charge, la plupart donnent la puissance quart- horaire appelée ou l'énergie consommée en fonction soit de l'heure, soit du jour soit du mois (fig.5) :
Fig. 5 diagramme de charge journalier montrant les pointes min et max pour l’année 2005 en Belgique (source ELIA)
Fig. 6 évolution du prélèvement net du réseau ELIA entre 2004 et 2005, mois par mois.
L’évolution de l’appel en énergie est représenté, pour le réseau ELIA (Belgique) sur la fig.6. Sur base annuelle, l’énergie appelée en Belgique et la pointe de puissance ont évolués récemment comme suit :
2003 : 85,7 TWh (pointe 13573 MW)
2004 : 87.6 TWh (pointe 13708 MW)
2005 : 87.1 TWh (pointe 13731 MW)
Pour le réseau ENEL (Italie) l’évolution du diagramme journalier du jour le plus chargé annuellement est repris sur la fig 7 entre 1986 et 1993. pour la Belgique les fig. 8 et 9 donnent l’évolution des pointes hebdomadaires et mensuelles sur diverses périodes ainsi que l’évolution du diagramme journalier d’un jour donné d’un mois pendant une année complète (2002). On y voit l’impact de l’utilisation de la centrale de pompage de COO.
Fig. 7 diagramme de charge montrant l’évolution de la puissance appelée, le jour le plus chargé de l’année entre 1986 et 1993 en Italie (source ENEL).
Fig. 8 Diagramme de charge pour la Belgique. Evolution des pointes hebdomadaire (2002) et mensuelles entre 1992 et 2002. (source FPE, 2002)
Fig.9 profil de la puissance appelée le troisième mercredi de chaque mois en Belgique (Source FPE, 2003)
En Belgique, il y a environ 70% d’écart entre le creux de nuit et la pointe du jour (ce qui correspond à une « bonne » base industrielle). Le foisonnement (« bruit de fond » ) de la charge est d’environ 100 MW.
Un autre type de graphique est le diagramme monotone de charge qui reprend en ordonnée la charge et en abscisse le temps pendant lequel la charge a dépassé la valeur en ordonnée.
La libéralisation du marché et la mise en bourse « a day ahead » d’une partie de la production va modifier l’approche.
Par ailleurs, afin de reconstituer la charge réelle après coup, les clients sont scindés en clients télémesurés (le plus possible à terme) et les autres pour lesquels on construit un courbe synthétique de charge (SLP synthetic load profile1). Le résidu sera redistribué entre les intervenants selon une procédure définie.
2.4 Localisation des unités de production dans le diagramme de charge.
En base on utilise les centrales à faible coût de combustible (hydraulique) ou a temps de démarrage lent (nucléaire), de toute façon celles qui produisent le kWh au meilleur prix. Viennent ensuite les centrales thermiques classiques et les TGV (ces dernières avec un rendement nettement meilleur - proche de 55%), puis les unités plus coûteuses (veilles unités thermiques), la crête et la sécurité dite N-1 (perte d’un groupe important, en Belgique c’est environ 1040 MW) étant assurée par des centrales à mise en route rapide (turbine à Gaz et centrale de pompage).(fig 10)
Le dispatching national (Linkebeek) possède une liste ordonnée des centrales à mettre progressivement en service pour couvrir la charge, en tenant compte de leur coût marginal d’exploitation (cette fonction va disparaître avec la libéralisation du marché).
Les centrales de pompage écrêtent la pointe ou interviennent en urgence (perte d'un groupe nucléaire par exemple), elles fonctionnent en pompe en période de faible charge. (La centrale de Coo peut fournir 1000 MW pendant 6 heures par exemple), elles contribuent par leur fonctionnement à uniformiser le diagramme de charge.
Fig. 10 localisation des unités de production dans un diagramme de charge (source CPTE)
A nouveau la libéralisation du marché va modifier profondément la manière de gérer l’attribution des quota de production. En effet les producteurs vont maximiser leur profit et vendre au plus cher (aux heures de pointe) un maximum d’énergie peu coûteuse (nucléaire, coût de production de environ 10 à 15 euros le MWh comparé au coût du thermique classique aux environs de 60 à 70 euros/MWh). Toutefois ce mécanisme sera sans doute contrôlé (mutualisation de ces coûts à tous les producteur « stranded benefit » ?, accises sur l’uranium ?, favorisation des petits producteurs ?) Par ailleurs la production décentralisée va faire évoluer les réseaux vers la notion de « smart grid » (fig .11) qui regroupera de nombreux moyens de production renouvelable, de cogénération.
Fig. 11 Une vue du futur (source : Communauté européenne) : partage de la production entre unités centralisées et décentralisées. Possibilité de créer des agrégats en micro-réseau pour former des VPP (virtual power plants) afin de faciliter leur intégration à la fois dans le système physique et dans le marché.
3. Le réglage du réseau
Pour ce qui concerne la tension, nous verrons qu’il s’agit d’un problème essentiellement local (compensation). Il faut limiter les transits de réactif dans le réseau. On admet des plages de variations de l’ordre de 5 à 10% selon le niveau de tension et le type de clientèle.
Par contre la fréquence (liée à la vitesse de rotation des alternateurs) est un problème intéressant l’ensemble d’un système électrique interconnecté. Tout déséquilibre entre la production et la consommation entraîne une variation de vitesse (déséquilibre entre le couple moteur fourni par la turbine et le couple résistant correspondant à la charge du réseau) et donc de fréquence. La fréquence doit être tenue dans une plage de +- 1 Hz.(risque pour les pompes, pertes transformateurs, synchronisation horloges, stabilité des machines, …)
Ce réglage concerne des « zones de réglage ». C'est-à-dire la plus petite partie du réseau dotée d’un système réglage fréquence puissance, une zone de réglage coïncide aujourd’hui généralement avec un pays. Une zone de réglage doit être capable de maintenir l’échange de puissance à la valeur programmée.
Dans l’ensemble des zones de réglage, regroupés en « bloc de réglage », interconnectés au niveau européen (synchrone), les responsabilités sont établies. La Belgique représente 3,7%, la France 23,8%, l’Allemagne 27,5%, etc…
Une réserve tournante (spinning reserve en anglais) (machine tournant à vide ou à charge réduite) est la base de la philosophie du contrôle de la fréquence.
Les centrales de pompage et les turbines à gaz (à réponse très rapide) sont également utilisées en Belgique pour prévenir la perte d'une unité nucléaire (la plus importante fait 1040 MW).
3.1 Réglage primaire (les premières secondes après perturbation) :
Sans disposition particulière, si le couple résistant (consommation) augmente (diminue), la fréquence chute (augmente) pour trouver un nouvel équilibre. Ce n’est pas admissible, il faut donc une action automatique (menée par les régulateurs de vitesse de chaque centrale) sur les organes d’admission du fluide moteur des turbines pour maintenir la fréquence. Cette action (réglage primaire) peut varier dans de grandes proportions suivant la nature des charges et des turbines. C’est une action décentralisée. Ce réglage est automatique. Il peut à lui seul faire dériver la fréquence. Le réglage primaire répartit les fluctuations de charge au prorata des capacités nominales du groupe en pondérant par un gain (notion de statisme « s » compris entre 2 et 6%) :
…
On définit l’énergie réglante primaire d’un réseau comme le rapport entre la pointe de charge du réseau et la fréquence nominale, divisé par le statisme. On obtient une valeur en MW/Hz. Pour le réseau UCTE, cette valeur est de 35000 MW/Hz, ce qui veut dire que sans réglage primaire il faut une perte de 35000 MW pour provoquer un écart permanent de fréquence de 1 Hz.
Une perte de 3000 MW de production(consommation) sur le réseau européen interconnecté (150000 MW au creux de charge) fait perdre(gagner) 50 mHz par seconde avant toute action de règlage (statisme de 5%).
En cas de perturbation, les pays interconnectés synchrones participent pendant 15 minutes au sauvetage de la situation, chaque pays agissant au prorata de son « importance », ainsi la Belgique contribuera pour 3,7%.
Pendant cette période le régime reste perturbé (la fréquence est écartée de sa valeur de consigne), les flux de puissance entre zone ne sont plus conformes aux flux programmés, il y a risque de dépasser des charges permanent admissible (d’où la durée de 15 minutes qui est grosso modo une constante de temps thermique d’échauffement des conducteurs aériens).
En cas de chute de la fréquence en deçà de 49.8 Hz une politique de délestage de charge et un démarrage automatique de turbines à gaz est enclenché, plus bas on commence à délester certains clients industriels et la clientèle domestique.
3.2 Réglage secondaire (endéans les 15 minutes après perturbation)
Ce réglage, également automatique, agit après le réglage primaire (càd après environ une minute). Il a pour but de rétablir la fréquence de référence. C’est important notamment pour le contrôle des puissances échangées sur les liaisons d’interconnexion entre réseaux à gestion séparée. En effet les transits évolueraient au prorata des inerties des réseaux pour se stabiliser à une nouvelle valeur fonction des énergies réglantes primaires de chacun des réseaux interconnectés.
Il est centralisé (émis par un centre de conduite), agissant sur plusieurs groupes internes à la zone perturbatrice. On définit cette fois l’énergie réglante secondaire.
3.3 Réglage tertiaire (dans les 15 à 30 minutes après perturbation)
Il faut procéder à un réajustement des programmes de fonctionnement des centrales (en prenant en compte les coûts de production marginaux) pour rétablir un optimum économique. Ce réglage est également centralisé au sein de la zone initialement en défaut.
Ce réglage a pour but de rétablir l’optimum économique et aide à reconstituer la réserve secondaire.
4. Interconnexion des réseaux et réseau Belge
4.1 Le réseau eurasien
Fig. 11 Les 4 grands réseaux eurasiens : UCTE, NORDEL, EEC et IPS/UPS (source UCTE)
Il existe en Europe/Asie 4 réseaux gérés indépendamment (tension, fréquence) et interconnectés par des liaisons à courant continu (fig 11) :
…
L’UCTE rassemble donc les TSO (Transmission system operators) de ces pays qui érigent des règles d’interconnexions car plus on s’étend plus les problèmes deviennent difficiles.
- le réseau NORDEL (Norvège, Suède, Finlande, Islande), relié (sauf Islande) au réseau UCTE via une liaison DC Danemark-Norvège et Danemark-Suède, une liaison DC existe également entre les Pays-Bas et la Norvège.
- le réseau EEC (Royaume Uni, Irlande) relié au réseau UCTE via une liaison DC Angleterre-France.
- le réseau IPS/UPS Unified Power System/Interconnected Power systems : pays du CIS et de la mer Baltique = Lituanie, Lettonie, Estonie, Arménie, Azerbaijan, Bélarussie, Georgie, Russie, Moldavie, Kazakhstan, Kyrgyzstan, Tajikistan, Ukraine, Uzbekistan remarque :
le réseau CENTREL couvrant la République Tchèque, la Hongrie, la Pologne et la Slovaquie a été connecté au réseau UCTE depuis 2004
Des discussions antre UCTE et la Turquie sont en cours de même que pour une boucle autour de la méditerranée.
Le réseau européen UCTE est fortement interconnecté, principalement au niveau 400 kV.
Le schéma suivant illustre les liaisons entre pays européens (fig. 12) :
Fig. 12 Les réseaux européens interconnectés (source www.ucte.org) (en bleu, ligne DC)
Quelques capacités d’interconnexion en 2006 :
Entre le bloc « main UCTE » et le royaume uni : 2000 MW (DC)
NORDEL : 1700 MW (DC via une liaison sous-marine entre NL et N) et une liaison synchrone de 2200 MW via le Danemark.
CENTREL : 2400 MW (synchrone) Espagne/Portugal : 1400 MW (synchrone) Italie : 7150 MW (synchrone)
Quelques grands TSO (Transmission system operators) en Europe :
E.ON, RWE net et Vattenfal Europe (Allemagne)
ELIA (Belgique)
MAVIR (Hongrie)
PSE-operator (Pologne)
Red Electrica (Espagne)
RTE (France)
4.2 Le réseau belge :
Il y a encore qq années (avant 2003), une société privée, Electrabel (85% de la puissance installée) et une société publique, SPE (10% de la puissance installée) se partageaient avec quelques industriels producteurs (le reliquat) la totalité des 16000 MW installés selon une répartition détaillée ci-dessous (fig 14) :
Fig. 14 Evolution de la puissance installée en Belgique par source d’énergie primaire. (source synergrid)
Toutefois l’utilisation des centrales dépendait de leur disponibilité, de leur coût marginal, de leur fiabilité, etc… La consommation en énergie sur base annuelle présentait donc une autre répartition que la puissance installée. Par exemple le taux de disponibilité, la fiabilité de nos centrales nucléaire étant particulièrement élevé, ceci couplé à un coût marginal sensiblement plus faible, faisait que plus de 55% de l’énergie consommée en Belgique provenaient de ce type de centrale, selon le canevas suivant (approximatif) : nucléaire (57.1%), charbon (15.2%), gaz (24.9%), hydraulique (2.1%), pétrole (0.7 %) (Fig 15)
Depuis la libéralisation du marché, on ne peut plus parler de cette manière vu que les exportations et les importations d’énergie dépendent des choix des consommateurs et des ventes des producteurs installés en Belgique sur le marché international.
Fig. 15 : évolution de la consommation en énergie électrique en Belgique avant la libéralisation, avec répartition par source d’énergie primaire. (source FPE, 2002)
La gestion coordonnée des flux d’énergie dans la zone de réglage à laquelle la Belgique est associée (en fait aujourd’hui limitée par les mêmes frontières que celle du pays) et des échanges avec les pays voisins est centralisée au dispatching national de Linkebeek (CPTE) qui travaille en collaboration avec trois dispatching régionaux situés à Anvers (Merksem), Bruxelles et Namur. Ces dispatchings dépendent de la société ELIA.
4.3 Organisations communes en Belgique
Depuis 2003, le marché de l’électricité est progressivement libéralisé en Belgique et partout en Europe. Le premier janvier 2007, la libéralisation aura atteint en Belgique le niveau du particulier qui pourra dès lors choisir librement où il s’alimentera en énergie.
La production a été séparée du transport et de la distribution. La production est mise en concurrence. Le réseau est évidemment un monopole qui doit donc être régulé. La fourniture est également séparée et soumise à concurrence.
La facturation va donc dorénavant comprendre (i) un droit d’accès au réseau, (ii) un tarif d’utilisation réseau (iii) un prix d’énergie qui dépendra du producteur choisi (éventuellement réparti sur plusieurs producteurs) (iv) un prix lié au non respect des nominations, etc…
La CREG (comité de régulation de l’électricité et du gaz) a été créée en 2003. Elle est composée de contrôlants (pouvoir public, nationaux et régionaux, FEB, FGTB, CSC, CGSLB) (www.creg.be)
Les réglementations sont mises eu point de manière régionale, il a donc fallut créer en Belgique trois organismes de contrôle additionnels, dont la CWAPE pour la Région Wallonne.(www.cwape.be). Elle a un rôle économique (compétitivité, revenu des communes, pouvoir d’achatdes ménages), social (clientèle protégée, fourniture minimum garantie,..) et environnemental (promotion énergie renouvelable). Les deux autres organismes sont la VREG (Région flamande) et IBGE-BIL (Région de Bruxelles-Capitale)
Dès fin 2006, une partie de la production sera mise en « bourse spot». C’est la création de la société BELPEX SA (qui va organiser la bourse) qui va collaborer avec les Pays- bas (ATX) et la France (Powernext) dans un premier temps. Bien entendu ceci sera basé sur la consommation « a day ahead », les transactions devant être finalisées (quart d’heure par quart d’heure) vers environ 11h du matin afin de mettre en route ce qu’il faut pour délivrer la puissance le lendemain. Toutefois seule une petite partie de la puissance (environ 1200 MW) sera disponible en bourse au départ.
Dans un but de gestion coordonnée et de rationalisation, avec pour objectif un abaissement du prix de revient tout en sauvegardant la qualité du service, en plus des comités de régulation, un certain nombre d'organisations communes existent :
a) le Comité de Gestion des Entreprises d'Electricité (CGEE)
Cet organisme comporte deux sections:
Les sociétés ont délégué au Comité de Gestion leurs pouvoirs dans un certain nombre de domaines primordiaux, tels les investissements et la politique tarifaire. L'ensemble des sociétés suit ainsi une politique commune comme s'il s'agissait d'une entreprise unique;
Table des matières :
1. GENERALITES .................... 3
2. LA CONDUITE DU RESEAU ................. 3
2.1 Production ...............................5
2.2 Consommation : ......................6
2.3 Diagramme de charge...............................8
2.4 Localisation des unités de production dans le diagramme de charge. .......................11
3. LE REGLAGE DU RESEAU ................ 13
3.1 Réglage primaire (les premières secondes après perturbation) :..............13
3.2 Réglage secondaire (endéans les 15 minutes après perturbation) ............14
3.3 Réglage tertiaire (dans les 15 à 30 minutes après perturbation) ..............14
4. INTERCONNEXION DES RESEAUX ET RESEAU BELGE .... 15
4.1 Le réseau eurasien.................15
4.2 Le réseau belge :....................17
4.3 Organisations communes en Belgique.....................18
5. LA STRUCTURE DU RESEAU D’ENERGIE ELECTRIQUE .................... 21
Stratification du réseau ..............21
6. LA CONSTITUTION DU RESEAU ......................... 23
6.1 Postes....................24
6.2 Lignes aériennes et câbles souterrains ....................27
7. ETAPES A LA CONCEPTION (LIGNES, CABLES, POSTES).................. 30
8. PLANIFICATION ................ 31
9. QUALITE DE SERVICE ....................... 36
Statistique de défauts..................39
10. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES ET ECONOMIQUES................... 41
11. CONCLUSIONS ............... 44
