ELECTRICITE : SOMMES NOUS EXPOSÉS AU RISQUE DE BLACK-OUT ?

Imaginez des villes soudainement plongées dans le noir, les usines à l’arrêt ou encore une interruption brutale des transports ferroviaires … Tout cela n’est pas seulement sorti de films catastrophe, mais peut bel et bien devenir une réalité. Un « black-out » est une coupure d’électricité incontrôlée sur une grande partie d’un territoire. C’est ce qui est arrivé en Inde¹ en 2012, en Turquie² en 2015, ou encore en Amérique du Sud³ en 2019. L’Europe de l’ouest a également subi une coupure d’électricité pendant une heure en 2006, pour éviter un véritable black-out⁴.

Le transport de l’électricité

L’électricité est un vecteur énergétique circulant depuis l’endroit où elle est produite jusqu’à l’endroit où elle est consommée. Cette électricité est transportée par l’intermédiaire de lignes électriques (aériennes ou souterraines), qui permettent d’acheminer et de distribuer l’électricité sur l’ensemble du territoire. Sachant que la consommation varie en permanence au cours de la journée et de l’année et que l’électricité ne peut pas être stockée, la production doit être ajustée en temps réel à cette consommation.

Le courant que nous recevons dans nos foyers est produit par des générateurs fonctionnant  à une certaine fréquence (soit, pour simplifier, le nombre cycle par seconde réalisé par l’alternateur).  La fréquence (en Hertz) est un indicateur permettant de dire s’ il y a équilibre entre offre et demande d’électricité. En Europe, ce point d’équilibre est à 50 hertz (60Hz aux USA)⁵. Si la consommation est supérieure à la production, la fréquence diminue, ce qui ralenti la vitesse des alternateurs et peut les détériorer. A l’inverse, si la production est trop importante, l’alternateur peut s’emballer, ce qui l’endommagerait également.

Figure 1 : Equilibre du réseaux électrique

Les origines d’un black-out

En cas de déséquilibre important entre consommation et production électrique, la fréquence du réseau varie. Une chute ou une hausse importante de la fréquence du réseau présente un danger pour sa sûreté. Les centrales étant conçues pour fonctionner dans une certaine plage de fréquence (pas en dessous de 47Hz), un écart trop grand risquerait de les détériorer. Pour éviter cela, une sécurité est programmée : déconnexion nette de la centrale au réseau. La déconnection des centrales les unes après les autres peut engendrer, in fine, l’effondrement complet du réseau : le black-out.

Pour éviter les black-out, le réseau électrique est surveillé 24h/24. En France, cette surveillance est assurée par RTE (Réseau de Transport d’Électricité), qui est connecté à la fois avec les producteurs et les consommateurs pour rééquilibrer le réseau en cas de besoin⁶.

La gestion d’une tension à la hausse (consommation supérieure à la production)

Tout d’abord, il faut savoir que les centrales électriques fonctionnent rarement à pleine puissance. Certaines centrales, dites “de pointe”, fonctionnent au ralenti, et sont toujours prêtes à augmenter leur production. En cas de besoin, c’est RTE qui ordonne leur mise en fonctionnement. Lorsque des pics de demandes ne peuvent être assurés dans l’immédiat par les centrales françaises, l’interconnexion avec les pays Européen permet de pallier les défauts de production dans le pays. RTE peut aussi choisir d’abaisser le niveau de tension sur l’ensemble de son réseau de quelques pourcents⁷.

Afin de ne pas contraindre le réseau européen trop longtemps, certaines centrales françaises initialement à l’arrêt peuvent également être enclenchées en cas de hausse de demande plus longue. En fonction de la gravité du problème (panne d’une centrale, …), RTE peut également avoir recours à l’interruptibilité : RTE possède des contrats avec certains industriels du pays très énergivores qui lui permettent d’ajuster leur consommation à la baisse.

Si malgré toutes ces mesures, l’équilibre du réseau n’est pas rétabli, RTE peut avoir recours au délestage⁸ : une interruption de l’accès à l’électricité auprès des particuliers. Ce délestage peut être commandé par RTE ou automatique, selon un système d’échelons. Afin de protéger les services essentiels, comme les hôpitaux par exemple, le délestage est sectionné en catégories. Cette étape critique permet d’éviter d’atteindre des fréquences inférieures à 47 Hz, fréquence à laquelle les centrales se déconnectent pour éviter de se détériorer.

Figure 2 : Échelons de délestage automatique

La gestion de la surproduction d’électricité

Bien que les situations de surconsommation d’électricité soient plus courantes, le réseau de transport d’électricité est parfois confronté à des cas de tension inverse (surplus de production). Ces situations sont observées lors des creux de consommation (baisse d’activité, week-ends, été) et que les productions sont importantes (solaire, éolien en plus du nucléaire). 

Face à cette situation, il n’y a pas de levier possible sur la consommation, seules des actions sur la production peuvent être effectuées. Grâce à nos connexions avec l’Europe, la France peut exporter davantage d’électricité pour éviter d’être en excès. Lorsque les limites d’exportations sont atteintes, RTE peut demander la baisse (cas des centrales pilotables) ou l’arrêt de certaines centrales électriques. Ces situations de surplus ont augmenté ces dernières années, notamment en raison de la poursuite du développement des énergies renouvelables

La priorité étant donnée à l’utilisation de la production éolienne et solaire, le pays constate des baisses significatives de la production issues de centrales thermiques (fossiles ou nucléaires). Si l’arrêt de ce type de centrale permet de moins polluer, le coût de l’électricité global va cependant augmenter. En France, l’électricité est issue à 75% du nucléaire, qui est peu chère grâce au fait que le coût de cette énergie correspond au coût des infrastructures (coût du combustible négligeable). Si ces centrales sont moins utilisées sur leur durée de vie, le coût du kilowattheure issu de la centrale augmente.

Les risques de black-out en France

En France, la puissance électrique installée (capacité maximale de toutes les centrales en fonctionnement) est de 135,3 GW, mais la capacité réelle disponible est bien plus faible, dû aux maintenances de certaines centrales et à la présence de centrales intermittentes⁹. En parallèle, la consommation de pointe (consommation maximum lors des pics hivernaux) est en moyenne de 85 GW, et peut dépasser les 100 GW (atteinte en 2012).

Figure 3 : historique des pointes de consommation en France. Source : RTE, 2019.

Pour définir la puissance réelle disponible, deux paramètres sont à prendre en compte : les conditions météorologiques et les disponibilités des centrales (maintenance). Afin d’avoir une idée assez réaliste de la puissance disponible, il est intéressant de regarder la production électrique lors des pics de consommation historiques. En lissant les productions instantanées lors des pics de consommation sur les cinq dernières années, on peut voir que la France dispose d’environ 88 GW de puissance réellement disponible.

Figure 4 : Puissance installée versus puissance disponible en période de consommation de pointe. Sources : RTE, 2019 & Eco2Mix, 2020.

L’interconnexion de la France avec ses pays voisins apporte cependant une flexibilité de 10 GW supplémentaires¹⁰. Ainsi en regroupant ces données, les pics de consommation sont globalement assurés par les énergies pilotables et l’interconnexion. Ces valeurs sont à prendre avec du recul, la mise en fonctionnement des centrales à l’arrêt devant être anticipée et l’importation d’électricité des pays voisins dépendant de la disponibilité dans ces pays.

L’avenir de l’électricité en France

Suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2020¹¹, ainsi que celles des centrales au charbon à venir, la part des centrales pilotables dans le bouquet énergétique français va diminuer. Ces fermetures pourront être compensées en partie par la mise en service de la centrale au Gaz de Landivisiau (prévue fin 2021)¹² et la mise en service de nouvelles interconnexions électriques avec l’Europe, mais cela est loin d’être suffisant.

Les fermetures des dernières centrales à charbon – qui représentent 3 GW – prévues en 2022¹³ et le décalage de la mise en service de l’EPR de Flamanville à 2024¹⁴ ne facilitent pas la sécurité du réseau pour les périodes hivernales entre 2022 et 2024. En fonction des conditions climatiques, la France pourrait faire face à des manques d’approvisionnement électrique dans les prochaines années. RTE aura sans doute davantage recours à l’abaissement de la tension du réseau et au délestage.

Le souhait de réduire la part du nucléaire en France au profit des énergies renouvelables ne fera qu’accentuer les problématiques de déséquilibre des réseaux électriques. En effet, moins il y a de puissance pilotable disponible, plus la France est exposée à problématiques de sous-production. En parallèle, l’accroissement du parc de centrales intermittentes augmente les problématiques de surproduction, en été par exemple.

Lors des surproductions, le prix sur le marché de l’électricité diminue, jusqu’à parfois atteindre des prix négatifs. Ces prix négatifs s’appliquent à l’ensemble des producteurs d’électricité, ce qui creuse l’écart entre le prix de marché et le coût complet (prix auquel l’électricité est vendue aux distributeurs). Cet écart est comblé par des aides d’État pour les producteurs (tarifs de rachat ou compléments de rémunération) que le consommateur paye indirectement (taxes, …).

Comment assurer la sécurité du réseau malgré les intermittences ?

Une potentielle piste serait de considérer les énergies intermittentes comme les autres centrales électriques, avec les mêmes obligations (prévisibilité, obligation de tenir la prévision, pilotables par le réseau). Cette idée imposerait aux exploitants d’énergies intermittentes de gérer la production par des moyens de stockage et de vente d’électricité pilotée. L’augmentation des interconnexions avec l’Europe peut également augmenter la sécurité du réseau : les pics de consommation, contraintes ou capacités de production n’étant pas aux mêmes heures pour chaque pays.

En parallèle, un autre levier potentiel pourrait être l’adaptation de la consommation. C’est déjà le cas aujourd’hui avec les contrats d’électricité avec des tarifs heures creuses / heures pleines qui encouragent la consommation en période creuse. Automatiser le lancement des machines à laver / vaisselle, couper ou baisser les chauffages lors des pics de consommation, ou encore recharger les véhicules électrique lors des pointes de production sont des exemples de maîtrise de la consommation.

Enfin, l’efficacité énergétique jouera également un rôle clé pour diminuer la « thermosensibilité » française : selon RTE, un degré de moins au thermomètre entraîne aujourd’hui 2,4 GW en appel de puissance supplémentaire sur le réseau. 

Ces idées sont à prendre avec du recul, car elles soulèvent plusieurs questions : disponibilité des ressources sur Terre, faisabilité à court/moyen terme, moyens à disposition, politique énergétique … La problématique de sécurité du réseau électrique n’est qu’une partie du problème énergétique global.

Auteur : Bastien BRANCHOUX
Relecteurs : Damien F., Clément P., Serge L., Maxence C. & Esther C.

Sources :

¹ Panne de courant de juillet 2012 en Inde. Wikipedia, 2020.

² Istanbul et Ankara privées d’électricité ce mardi matin. RFI, 2015.

³ Panne de courant de 2019 en Argentine, au Paraguay et en Uruguay. Wikipedia, 2020.

L’Europe de l’ouest touchée par une gigantesque panne d’électricité, proche du black out. Le monde, 2006.

La fréquence électrique, un indicateur d’équilibre du réseau. RTE, 2020.

Services système et mécanisme d’ajustement. Commission de régulation de l’énergie, 2019.

Quels sont les moyens mis en œuvre pour éviter les coupures ? Ecowatt, 2020.

Modalités de délestage entre RTE et les Distributeurs. RTE, 2008.

Bilan électrique 2019. RTE, 2020.

¹⁰ Les interconnexions électriques et gazières en France. Commission de régulation de l’énergie, 2018.

¹¹ La fermeture de Fessenheim, doyenne des centrales nucléaires françaises. L’Express, 2020.

¹² Le programme de la centrale de Landivisiau. Compagnie electrique de bretagne, 2020.

¹³ La fermeture des centrales à charbon aura lieu d’ici 2022. Ministère de la transition écologique, 2020.

¹⁴ Coronavirus : le délai de mise en service de l’EPR de Flamanville repoussé à 2024. Les Echox, 2020.