Planification des réseaux électriques BT et MT PDF

Chapter 2 Planification des réseaux électriques BT et MT 2.1 Processus de planification des systemes électriques La planification est un processus qui consiste à élaborer et à réviser un ensemble de plans interdépendants (ventes, fabrication, achats, trésorerie...) et qui doit permettre de gara...

Chapter 2 Planification des réseaux électriques BT et MT 2.1 Processus de planification des systemes électriques La planification est un processus qui consiste à élaborer et à réviser un ensemble de plans interdépendants (ventes, fabrication, achats, trésorerie...) et qui doit permettre de garan- tir le meilleur équilibre possible entre l’offre et la demande en tout point de la chaine logistique à tout moment La planification des systèmes d’énergie électrique est le processus de recherche des meil- leures sources d’énergie et des équipements, leurs emplacements et l’échéancier de dé- ploiement pour servir une demande future. C’est un processus d’optimisation et de prise de décision. La solution optimale dépend des objectifs et des préférences du planificateur. Tradition- nellement, l’objectif principal de la planification des systèmes électriques est de minimiser le coût total d’investissement, cependant, la planification ne se limite pas à des objectifs économiques. D’autres objectifs de planification peuvent être recherchés, par exemple : trouver un ap- provisionnement en énergie propre, améliorer les performances du système, maximiser les exportations d’énergie ou de réduire au minimum les importations. Dans cette per- spective plus large, la planification devient un outil d’analyse puissant. La connaissance des alternatives optimales de planification peut guider non seulement les opérateurs du système électrique à des investissements adéquats, mais également encourager les chercheurs de développer de nouvelles techniques d’optimisation. 1 Le processus de planification des réseaux de distribution est constitué de plusieurs étapes à savoir l’identification des alternatives possibles, leur évaluation selon les critères sélec- tionnés et les attributs souhaités et la sélection de la solution la plus appropriée. Les critères et les attributs sont définis en fonction du problème, les critères sont les exi- gences et les contraintes qui doivent être satisfaites, tandis que les attributs sont les qual- ités qui doivent être optimisés (maximiser ou minimiser). Le processus de planification des systèmes de distribution est divisé en six étapes suiv- antes : – Etape 1: Identifier le problème définir explicitement le champ d’application et ses limites. – Etape 2: Déterminer les objectifs Quels objectifs doivent être atteints? Qu’est qu’il faut minimiser? – Etape 3: Identifier les alternatives Quelles sont les options disponibles? – Etape 4: Evaluer les alternatives Evaluer toutes les options sur la base des critères et des attributs du problème. – Étape 5: Sélectionnez les meilleures alternatives Sélectionnez les options qui répondent mieux aux objectifs du problème. – Etape 6: Prendre la décision finale sélectionner les options qui peuvent être mise en oeuvre sur la base des résultats obtenus à l’étape précédente. 2.1.1 Définition du problème de planification La première étape du processus de planification consiste à définir le champ d’application du problème de planification à savoir les limites du système en cours d’étude et la période d’analyse. La planification de l’ensemble du système d’énergie électrique est un problème extrême- ment difficile s’il n’est pas impossible, par conséquent, les réseaux de distribution, qui sont faiblement reliés, sont planifiés séparément des parties de production et de trans- port. 2 2.1.2 Niveaux de la planification Deux types de planification peuvent être envisagés: planification à court terme et planifi- cation à long terme. 2.1.2.1 Planification à court terme Appelée également planification opérationnelle, couvre un horizon de la journée à un quelques mois. Elle est située au plus près de l’activité quotidienne de l’entreprise, gère des commandes et détermine le déploiement optimum des ressources et moyens de pro- duction pour satisfaire la demande immédiate. La planification à court terme a pour but d’assurer que le système peut continuer à servir la charge du client tout en respectant les normes et les contraintes. Ainsi, les plans à court terme sont des projets orientés qui recherchent le calendrier des ajouts ou des projets que le système exige dans un avenir proche. 2.1.2.2 Planification à moyen terme Appelée planification tactique ou « Planification opérationnelle moyen terme » couvre un horizon de 3 à 5 ans et: – Formalise l’objectif annuel de facturation – Permet d’élaborer un ensemble de plans interdépendants pour les services opéra- tionnels – Planifie et analyse les ressources clés de l’entreprise afin de mettre en œuvre les actions nécessaires à la réalisation des objectifs (gestion de ressources critiques) 2.1.2.3 Planification à long terme: Appelé planification stratégiques, couvre un horizon de 10 à 50 ans. Elle formalise la di- rection du développement de l’entreprise, ses grandes orientations stratégiques telles que les marchés à pénétrer, les technologies à maîtriser ou à développer, les augmentations de capacités de production, le chiffre d’affaire et le profit à réaliser. La planification à long terme vise plus loin dans l’avenir. Donc, elle fait inclure une large gamme d’options d’analyse. Traditionnellement, dans les services publics réglementés, la planification à long terme vise à fournir des solutions à valeur durable: un vrai coût minimal pendant toute la durée d’utilisation de l’équipement. Bien au contraire, dans un marché concurrentiel, la planification à long terme vise à récupérer les investissements de 3 capital dans la période la plus courte possible ou maximiser les revenus sur la durée de vie des investissements. Dans les deux cas, l’analyse doit tenir compte de la durée de vie utile des alternatives pour fournir une évaluation adéquate. Dans un plan à long terme, il est essentiel de prendre en compte de tous les changements possibles qui pourraient se produire dans les systèmes d’énergie électrique et de son en- vironnement économique dans la période d’analyse. Ces changements comprennent: - la croissance dans la demande de la charge existante, - les changements de comportement de la demande (à cause des mesures d’efficacité énergétique, par exemple), - les nouvelles charges et / ou connexions de génération, - les changements dans l’infrastructure du réseau (par exemple le vieillissement des équipements), - les changements dans les caractéristiques techniques des équipements (par exemple augmentation de l’efficacité, la réduction des émissions), - les changements dans les coûts de l’équipement et du carburant, - les changements de prix dans le marché d’énergie, - les changements dans l’environnement réglementaire (taxes, incitations). 2.1.3 Horizon de planification: Un horizon détermine l’espace totale de temps sur lequel l’entreprise organise ses prévi- sions et le degré de détail des informations Un horizon se caractérise par: – Une unité de planification: période élémentaire d’analyse du temps (l’heure, le jour, la semaine, la quinzaine, n jours, mois) – Un horizon couvert : période totale d’étude de la prévision Exemple récapitulatif: Il est possible d’avoir: – Un planning établi par mois (unité de planification) – Sur un horizon d’un an (horizon couvert) – Réactualisé tous les trimestres (cycle de révision - horizon figé) 4 2.1.4 Objectifs et contraintes de la planification Les buts de la planification sont exprimés en termes d’objectifs et de contraintes. Les objectifs visent à maximiser ou minimiser les attributs, les objectifs ne sont pas limités. Chaque solution trouvée du problème est mise au défi de trouver une autre solution meilleure, un plan faisable avec les meilleurs attributs doit être trouvé. Bien au contraire, les contraintes doivent être satisfaites plutôt que dépassées. Les attributs mesurent la qualité d’un plan en fonction des objectifs du planificateur. Donc, il est essentiel de définir des attributs de planification qui reflètent avec précision les objectifs ciblés. Les attributs peuvent être d’ordre technique, économique ou environ- nemental. Certains attributs communs de planification sont présentés au tableau 2.1. Dans les ap- proches traditionnelles de planification, les attributs sont convertis en des coûts et le coût total est réduit au minimum en respectant un ensemble de contraintes techniques. Cepen- dant, l’analyse des attributs dans ses unités naturelles peut fournir des informations utiles au moyen d’une formulation multi-objectif du problème. Techniques Economiques Environnementaux Profil de tension Coût des équipements Emission de gaz Pertes d’énergie Coût d’opération et de maintenance CO2 Energie non distribuée des équipements (O&M) Chargement des lignes Coût de délestage Niveau de court-circuit Coût d’énergie produite Distorsion Harmonique Revenu TABLE 2.1: Attributs de planification 2.1.5 Résolution du problème de planification Les deux premières étapes définissent l’étendue du problème de planification. Les étapes 3 à 6 fournissent une procédure structurée pour trouver une solution: identifier toutes les alternatives, les évaluer et choisir la meilleure. Ces étapes constituent essentiellement un algorithme d’optimisation, par conséquent, les méthodes de planification efficaces combinent ces étapes en un seul processus pour l’utiliser en sort de méthode d’optimisation 5 2.1.5.1 Sélection et évaluation des alternatives Dans l’étape 3, les alternatives possibles pour résoudre le problème de planification et d’atteindre les objectifs sont identifiées. En termes d’optimisation, cela signifie fixer les limites de l’espace de recherche: quelles alternatives vont être prises en compte? Quel est le domaine de décision? C’est l’étape la plus critique où la plupart des erreurs de planification sont commises. Les alternatives doivent être évaluées pour déterminer le degré de réalisation des objectifs et le respect des contraintes, chaque attribut doit être quantifié. Dans les systèmes d’énergie électrique, cette étape implique une analyse technico-économique, normalement, les attributs techniques sont quantifiés par une analyse du système d’énergie électrique (écoulement de puissances, études de fiabilité). Les attributs économiques exigent une analyse des dépenses et des revenus au cours de la période de planification, dans ce cas, il est essentiel de tenir compte de la valeur tem- porelle de l’argent pour fournir une comparaison équitable des dépenses et des revenus présents et futurs. Certains attributs techniques sont convertis en attributs économiques en utilisant des fac- teurs de conversion appropriés (par exemple le coût des pertes d’énergie), un aspect clé de cette étape est d’évaluer toutes les alternatives à l’aide de la même procédure pour éviter les biais dans la comparaison des alternatives. Il est crucial d’évaluer toutes les alternatives, toutefois, l’évaluation exhaustive de toutes les alternatives peut être inefficace ou pratiquement impossible lorsque l’espace de recherche est très grand. Un vaste espace de recherche est généralement produit par des alternatives qui ont une nature combinatoire, dans ce cas, des algorithmes d’optimisation heuristiques doivent être utilisés pour garantir une évaluation implicite de toutes les alternatives. Les techniques d’optimisation mathématique traditionnelles trouvent la solution opti- male sur la base des informations (dérivées, gradients) fournies par l’expression analy- tique des objectifs de planification. Dans certains cas, les objectifs de planification ne peuvent être exprimés sous forme de fonctions mathématiques continues et différentiables. Alors, des algorithmes d’optimisation heuristiques, tels que les algorithmes génétiques, peuvent être utilisés pour trouver une bonne approximation de la solution optimale. 6 En conclusion, les algorithmes d’optimisation ne nécessitent pas l’évaluation de toutes les alternatives possibles, mais ils doivent garantir l’exploration de l’ensemble de l’espace de recherche. 2.1.5.2 Sélection de la meilleure alternative La planification des réseaux électriques de distribution est essentiellement un problème multi-objectif, elle vise à atteindre plusieurs objectifs à la fois. Les objectifs sont souvent en conflit les uns avec les autres: l’amélioration d’un objectif aggravera les autres; Un exemple courant de ce conflit est les pertes de lignes par rapport au coût de renforcement. Le renforcement des lignes permettra de réduire les pertes, en revanche, un coût de ren- forcement bas entraînera des pertes de ligne élevées. Une formulation mono-objectif du problème d’optimisation est possible quand il n’y a pas de conflit entre les objectifs, lorsqu’un seul objectif est plus important que le reste ou lorsque des informations de préférence permet la combinaison précise des objectifs en une seule fonction-objectif. Généralement, la planification des réseaux de distribution est considérée comme un prob- lème d’optimisation à objectif unique: réduire au minimum le coût total, sous les con- traintes techniques. Traduire plusieurs attributs en des coûts et réduire au minimum le coût total est essen- tiellement une minimisation à somme pondérée. Dans ce cas, le choix de la meilleure solution est simple, car il n’y a qu’une meilleure alternative (ou aucune), cependant, en l’absence d’informations de préférence sur les objectifs, et lorsque les objectifs sont in- compatibles, il n’y a pas de plan unique qui optimise tous les objectifs à la fois, ni un seul objectif qui est plus important que le reste. Dans ce cas, toutes les solutions optimales doivent être considérées comme équivalentes. La solution du problème de planification multi-objectif est un ensemble de solutions non- dominées: l’ensemble de Pareto. Cet ensemble multi-objectif de solutions fournit des connaissances riches sur le problème de la planification, de l’extension des objectifs, la corrélation entre eux et les compromis possibles que le planificateur peut faire. 7 2.1.6 Prise de décision Les problèmes traditionnels de planification nécessitent une solution unique. Dans ce cas, deux approches sont possibles (elles ont besoin, tous les deux, des préférences sans ambiguïté du planificateur): La première approche nécessite à priori des informations de préférence pour traduire le problème à un problème d’optimisation mono-objectif. La seconde utilise à posteriori des informations de préférence pour choisir une seule solution optimale de l’ensemble optimal de Pareto. Lorsque la connaissance profonde des informations fiables du problème est disponible à priori, il est possible de formuler le problème multi-objectif comme une optimisation mono-objectif, et d’obtenir une solution unique, cela se fait couramment en utilisant la méthode de la somme pondérée ou la méthode de e-contraintes qui consiste à choisir un objectif principal et fixer le reste des objectifs comme contraintes. Dans ce cas, la solution optimale unique représente un point de vue spécifique du prob- lème multi-objectif. Lorsque les attributs spécifiques sont regroupés en une somme pondérée, l’ampleur de chaque attribut est masquée et les informations sur le compromis possible entre les objectifs sont perdues. En l’absence d’information de préférence à priori, toutes les solutions non dominées sont initialement considérées comme équivalentes. Une technique d’optimisation multi- objectif est utilisée pour trouver le front de Pareto. Dans certains cas, le nombre de so- lutions optimales appartenant au front de Pareto est très grand, de sorte qu’un sous- ensemble de solutions est effectivement trouvé. Les solutions du front de Pareto fournissent une connaissance riche d’informations sur le problème de planification. Cette information aide le planificateur de déterminer la solution préférée à posteriori, soit par simple exploration ou, idéalement, au moyen de techniques de prise de décision appropriées. 2.2 Planification traditionnelle et moderne des réseaux 2.2.1 Planification traditionnelle des réseaux de distribution La forte interdépendance des composants du système d’énergie électrique impose la né- cessité de considérer le système dans son ensemble, cependant, l’optimisation des grands systèmes est une tâche très complexe. Pour réduire cette complexité, il faut décomposer 8 le système en des sous-systèmes, c’est-à-dire diviser la tâche en des sous-problèmes plus petits. Ainsi, les réseaux de transport, de répartition et de distribution peuvent être traités in- dépendamment. En outre, les réseaux de distribution locaux peuvent être également traités séparément, en prenant en considération la connexion relativement faible entre eux. Malgré les simplifications possibles, le problème de la planification du réseau de distribution reste un problème d’optimisation très complexe en raison des objectifs con- tradictoires, du grand nombre de variables et de la nature dynamique du problème. Pour assurer une capacité adéquate de la sous-station et la satisfaction de la capacité ther- mique des lignes, le planificateur de réseaux de distribution prévoient la croissance de la charge pour plusieurs années à venir. Il peut prédire le moment où le réseau peut at- teindre sa capacité limite. Il utilise la violation de la capacité limite du réseau pendant les pointes comme critère pour planifier de nouvelles installations et de nouveaux investisse- ments. Une fois un nouvel investissement est nécessaire dans un réseau de distribution, une anal- yse technique et financière du réseau de distribution en question doit être effectuée pour fixer les objectifs de la planification et les délais nécessaires pour réaliser ces objectifs. Toutes les alternatives de planification envisagées sont évaluées et comparées. La meilleure alternative qui satisfait les objectifs et les contraintes du problème de planification et répond à la croissance de la charge est choisie. Traditionnellement, les alternatives proposées sont basées sur les décisions de planifica- tion suivantes (voir figure 2.1) : – Installation d’une nouvelle sous-station lorsque une grande charge est prévue d’être installée dans un site proche du réseau ou lorsque la densité de charge existante aug- mente. Ce dernier cas est considéré comme le plus difficile à cause des restrictions imposées sur le choix du site. – Renforcement de la capacité de la sous-station si la croissance de charge peut être satisfaite par la sous-station existante à condition que les limites thermiques des lignes de distributions ne sont pas atteintes. – Renforcement des capacités thermiques des lignes par remplacement ou addition de nouvelles lignes en combinaison avec l’installation de nouvelle sous-station et/ou le renforcement de la sous-station existante, ou seul si la capacité de la sous-station est suffisante pour servir la croissance de la charge. 9  – Installation d’un nouveau départ pour satisfaire une certaine contrainte opérationnelle du réseau. Décisions de planification des réseaux de distributionces Installation de : Nouveau départ Renforcement de : Nouvelle Nouvelles Capacité de Capacité thermique sous‐station lignes sous‐station des lignes FIGURE 2.1. Décisions de planification traditionnelle des réseaux de distribution. Ces décisions sont exécutées sous les contraintes indiquées à la figure 2.2 : – les contraintes de capacité du système, telles que: la sous-station et sa capacité de transformation et les contraintes thermiques des lignes, – les contraintes de fonctionnement du système telles que les contraintes d’équilibre des écoulements de puissance, de la chute de tension et de la configuration radiale. – la contrainte de la fonction cout concave. Contraintes de planification des réseaux de distribution Contrainte Contrainte de la Contrainte de capacité fonction coût concave d’exploitation Transformateurs Thermique Chute de Equilibre de Structure de la station des lignes tension puissances radiale FIGURE 2.2. Contraintes de planification traditionnelle des réseaux de distribution 10 2.2.2 Les changements dans la planification des réseaux de distribution Dans l’environnement du marché concurrentiel, la planification des réseaux électriques a pris de nouvelles tendances. Les problèmes traditionnels de la planification des réseaux de distribution dans les sys- tèmes d’énergie verticalement intégrés continuent à être des questions importantes dans le contexte de la déréglementation. Cependant, d’autres nouvelles questions apparaissent en raison de l’émergence de nou- velles entités dans le domaine des réseaux de distribution telles que les sources de généra- tion d’énergie dispersée qui en font un dispositif très complexe à la fois du coté technique et du coté économique. La déréglementation a donné une nouvelle orientation à la planification traditionnelle des réseaux de distribution. Les changements les plus importants sont cités ci-dessous: – Dans un environnement dérégulé, la compagnie de distribution est une entreprise axée sur la réalisation de bénéfice. Ainsi, dans la majorité des cas, l’entreprise tend à maximiser l’utilisation des installations actuelles et d’éviter des investissements redondants. D’autre part, une attention particulière est portée sur la réduction des coûts d’exploitation et de maintenance. – Les clients sont devenus exigeants et demandent un niveau de fiabilité de plus en plus élevé. Ils sont prêts à payer certain tarif pour un certain niveau de fiabilité. Si la fiabilité était juste une mesure de performance du système, il est en train de devenir un facteur explicite dans le processus de planification. – Les méthodes d’optimisation et de planification de réseaux, qui servent comme aide à la décision pour trouver rapidement les meilleures solutions, sont maintenant de- venues aussi des aides pour justifier la nécessité de certains investissements et doc- umenter le processus de planification pour les investisseurs et les opérateurs de régulation. Les conditions pour lesquelles les réseaux ont été planifiés sont changées. La dérégula- tion du système électrique a introduit de nouveaux défis et de nouvelles technologies de production qui offrent de nouvelles possibilités de renforcement. Tous ces facteurs encouragent les efforts visant à améliorer les performances du réseau et, par conséquent, l’efficacité du processus de planification. En outre, l’accroissement des capacités de calcul et l’introduction de nouvelles méthodes puissantes d’optimisation 11 offrent la possibilité de développer de nouveaux outils pour la planification des réseaux de distribution. Donc, il est nécessaire d’examiner le rôle très important de la nouvelle technologie puisse jouer dans la planification moderne des réseaux de distribution dans les années à venir. L’intégration de la nouvelles installations comme par exemple la GED (Génération d’énergie dispersée) dans les réseaux de distribution peut apporter une solution à l’accroissement de la demande d’énergie électrique. Son insertion à des endroits stratégiques du réseau de distribution, peut nous faire éviter l’achat et l’installation de nouvel équipement, comme les lignes et les transformateurs, pour les réseaux de transport ou de distribution, jusqu’à la prochaine évaluation des besoins. Elle peut être utilisée comme une option dans la planification des réseaux de distribution appelés à se développer dans le futur. Elle permet, en outre, de réduire les pertes d’énergie et d’améliorer la qualité de service et la fiabilité du système. Elle contribue également à l’amélioration de la congestion dans les lignes des réseaux de distribution. Elle peut également servir pour satisfaire aux besoins locaux en charge ou surcharge et, de ce fait, réduire le coût de transport et de distribution. 2.2.3 Planification moderne des réseaux de distribution L’objectif de la planification moderne de réseaux de distribution est de répondre à la croissance de la demande de charge de façon optimale tout en satisfaisant les critères de fonctionnement du réseau par l’ajout de nouvelles installations dans le réseau de distri- bution. Cependant, l’introduction de ces nouvelles installations comme une alternative de plan- ification de réseau de distribution fait multiplier le nombre de décisions du problème de planification. En plus des décisions du problème de la planification traditionnelle du réseau de distribu- tion présentées en figure 2.1, de nouvelles décisions doivent être prises en considération, à savoir l’intégration optimale de la nouvelles installations pour répondre à la croissance de la charge locale. Les contraintes du nouveau modèle de planification de réseau de distribution sont illus- trées en figure 2.3. Les nouvelles contraintes ajoutées au modèle traditionnel sont: 12  – Les contraintes de capacité, tel que la contrainte de capacité totale de la nouvelles installations, – Contraintes économiques, tel que la contrainte du budget disponible, – Les contraintes d’incertitude telles que: la contrainte du temps ou du cycle d’exploitation de la nouvelles installations et la contrainte des prix fluctuants du marché de l’électricité et du gaz, – Les contraintes de fonctionnement du système, telle que la contrainte anti-îlotage. Contraintes de planification des réseaux de distribution Contrainte Contrainte des Contrainte Contrainte de budget Thermique Chute de Equilibre de de la station des Lignes tension puissances radiale nouvelles Anti‐îlotage FIGURE 2.3. Nouvelles contraintes de planification des réseaux de distribution 2.3 Modèle générique de planification La tache de planification des réseaux de distribution est un problème d’optimisation et la solution optimale dépend des objectifs de la planification qui varient considérablement d’un utilitaire à un autre et d’un plan à un autre au sein du même utilitaire. Cependant, il est possible de formuler, de manière générale, les objectifs communs du problème de planification des réseaux de distribution en termes d’attributs qui doivent être optimisés. La figure 2.4 présente la plupart des objectifs de planification des réseaux de distribution. 13  Satisfaire la croissance et l'évolution de la demande de charge du réseau de manière économique, fiable et en toute sécurité Minimiser Minimiser Améliorer Satisfaire les contraintes les pertes les coûts la fiabilité d’exploitation Minimiser le coût Minimiser le Minimiser l’énergie Minimiser le d’investissement coût des pertes non distribuée (END) coût d’END FIGURE 2.4. Hiérarchie des objectifs de planification des réseaux de distribution La planification ne se limite pas à des objectifs économiques. D’autres objectifs de plan- ification peuvent être utilisés comme, par exemple, chercher un approvisionnement en énergie propre en minimisant les émissions des gaz de réchauffement climatique. Quant aux contraintes du problème de planification, elles sont aussi importantes que les objectifs. Mathématiquement, Dans la planification des réseaux électriques, les contraintes sont de deux types : contrainte de type égalité les contraintes de type égalité sont déterminées par les équations d’écoulement des puissances. contrainte de type inégalité les contraintes de type inégalité sont définies par les limites techniques de fonction- nement des équipements du réseau. Les contraintes techniques couramment considérées sont les écarts maximal et minimal de la tension aux noeuds, les capacités thermiques maximales des lignes et la capacité maximale de la sous-station. En outre, des limites sont imposées pour tenir compte de la disponibilité des ressources d’énergie et des restrictions techniques de connexion et des conditions de fonctionnement. 14 Un modèle générique de planification de réseaux de distribution dans un environnement dérégulé, est donné au tableau 2.2. Ce modèle générique constitue la base de la plupart des recherches récentes dans le domaine de la planification des réseaux électriques de distribution. Fonctions Objectifs (divers combinaisons de) : - Coût actualisé d’installation de nouvelles lignes ou de mise à jour des lignes exis- tantes, - Coût actualisé d’installation de nouvelles stations ou de mise à jour des stations existantes, - Coût actualisé d’installation de nouvelles unités ou de mise à jour de la capacité de la nouvelles installations existante, - Coût actualisé de l’énergie achetée du réseau, - Coût actualisé d’énergie fournie par la nouvelles installations, - Coût actualisé des pertes d’énergie, - Coût actualisé d’énergie non distribuée. Contraintes : - Chutes de tension admissibles du réseau, - Capacités thermiques limites des lignes, - Équilibre des puissances générées, consommées et les pertes, - Capacité limite des stations, - Capacité limite de la nouvelles installations. Décisions: - Lignes: emplacements (nouvelles), capacités et dates d’installation, - Stations de distribution: emplacements (nouvelles), capacités et dates d’installation, - DG: emplacements, capacités, nombre, types et dates d’installation, TABLE 2.2: Modèle générique de planification de réseaux de distribution 15 2.4 Enjeux. Contexte politico-économique L’électricité est une composante essentielle de l’économie moderne. Les répercussions socio-économiques des choix effectués en matière de développement de réseau de distri- bution peuvent être très importantes. Un réseau délivrant une énergie électrique de qualité insuffisante peut être à l’origine de préjudices graves subis par les utilisateurs (par exemple, perte de production industrielle à la suite de coupure). Cela peut, bien évidemment, influer sur les choix énergétiques de la clientèle. Le coût du réseau de distribution est également un élément important puisqu’il intervient pour une bonne part dans le prix de revient du kilowattheure. Il peut donc avoir une incidence sur les tarifs, ce qui, là encore, peut conditionner les choix de la clientèle. Par ailleurs, les performances des réseaux de distribution en matière de pertes électriques pèsent sur l’économie d’un pays, puisque ces pertes qu’il faut produire et transporter peuvent représenter quelques pour-cent à quelques dizaines de pour-cent de l’énergie transitée. De plus, les enjeux financiers liés aux choix effectués en matière de développement de réseaux électriques de distribution sont considérables. Le secteur électrique, et notam- ment la distribution, est un domaine de l’activité économique où les dépenses d’investissement sont particulièrement importantes. Cela est évident pour les pays en cours d’électrification, mais c’est également vrai pour les pays développés. La politique énergétique du pays conditionnera, en effet, largement les investissements à réaliser. Par ailleurs, l’État ne peut pas se désintéresser des flux financiers de cette ampleur, compte tenu des conséquences sur le plan du financement, des importations, des impôts, etc. Le degré d’intervention des pouvoirs publics est plus ou moins élevé, selon le système de relations institué entre l’État et le distributeur, mais il n’est jamais négligeable. * Les objectifs à atteindre sont souvent difficiles à concilier et les choix qui doivent être faits pour y parvenir résultent de compromis à rechercher, ce qui n’est pas simple, si on regarde les spécificités inhérentes au système de distribution. – Les investissements sont très lourds, on l’a vu au paragraphe 3 , et les économies générées par la mise en œuvre des solutions optimales de développement de réseau justifient, pour la recherche de ces solutions, l’utilisation d’une méthodologie élaborée et précise dans les résultats. 16  – La durée de vie des ouvrages de distribution est très longue, souvent plus de 40 ans, et donc les choix effectués engagent largement l’avenir. Le long terme est donc à prendre en considération, mais, également, le poids résultant des choix passés. – Les décisions sont multiples et diverses. Si les investissements annuels sont très lourds, ils sont le résultat de l’agrégation de milliers de décisions d’importance vari- able (du simple raccordement d’un client au choix d’une grande option technique), prises à différents niveaux et disséminées sur l’ensemble du territoire où les prob- lèmes peuvent se poser de manières différentes suivant les régions. La plupart des décisions ont en fait chacune un impact financier relativement faible. – Le fonctionnement des réseaux électriques est complexe du fait de l’interdépendance des ouvrages et du caractère aléatoire à l’origine des dégradations de fonction- nement (perte d’éléments de réseau sur défaut). – Les délais de réalisation des ouvrages ne sont pas négligeables. Le poids et la com- plexité de certains ouvrages nécessitent des durées de construction relativement longues. De plus, ces durées sont allongées par la nécessaire prise en compte des contraintes d’environnement (négociation avec les autorités compétentes, autori- sations...). Les délais de réalisation peuvent être de plusieurs années, ce qui rend difficile la souplesse d’adaptation aux charges. – Les choix d’investissements des réseaux sont confrontés à un environnement fu- tur incertain. Une composante essentielle de cet environnement est la demande de consommation future, en niveau et en localisation géographique. Il est évident que la prévision de cette demande ne peut qu’être entachée d’incertitude. Il est donc nécessaire d’avoir une vision stratégique. Toutes ces considérations font bien apparaître la nature des compromis à rechercher: entre le court et le long terme, entre investissements et coûts d’exploitation, entre dépenses sur le réseau et qualité du produit distribué, entre les différentes régions. * L’objet de la planification est donc de rechercher ces compromis et, en fonction de ceux- ci, de décider quels moyens devront être mis en œuvre, à quelles dates et à quels en- droits. On conçoit que la complexité du problème nécessite de s’appuyer sur une dé- marche méthodologique adaptée. La planification des réseaux de distribution se prête bien au calcul technico-économique du fait de l’importance de la composante économique dans les choix à effectuer. Mais on voit bien que beaucoup d’éléments entrant en ligne de compte sont difficilement 17 quantifiables: obligations de service public, contraintes d’environnement, contraintes d’exploitation, etc. En résumé, on peut dire que la planification des réseaux, dans son principe général, con- siste à rechercher l’optimum économique sous contraintes, dans le cadre des politiques définies. Le planificateur placé devant un problème de développement de réseau choisira donc, parmi un ensemble de solutions techniques qui s’offrent à lui et répondent au problème posé, la meilleure selon un critère économique bien défini. Cette solution devra permettre de satisfaire les contraintes de charge et les exigences de qualité du produit. 2.4.1 Calcul technico-économique 2.4.1.1 Généralités Le planificateur d’une entreprise confronté à un projet d’équipement doit mener une étude sur une période suffisamment longue (années), pour que soient pris en consid- ération les différents flux financiers consécutifs aux investissements projetés ; il peut en- visager plusieurs stratégies sur cette période. Chaque stratégie est une succession d’états qui correspondent à des modifications du niveau d’équipement de l’entreprise (réalisation d’investissements). 2.4.1.2 Quelques principes économiques Comme pour toute autre science sociale, l’économie est également apparue dans le do- maine des systèmes électriques. Comme toute autre industrie créée par l’homme, l’industrie de l’énergie électrique est confrontée à des revenus et des coûts; résultant en des principes économiques à observer en permanence. Nous voulons revoir les définitions de certains termes de base utilisés dans le domaine de la planification des systèmes électriques 2.4.1.3 Définitions des termes Revenus: Le revenu est l’argent qu’une entreprise gagne en fournissant des services au cours d’une période donnée, généralement une année. Coût : Le coût est la dépense engagée pour fournir les services au cours d’une péri- ode donnée. 18  Bénéfice: Le profit est l’excédent des revenus sur le coût. Coût d’investissement: Le cout d’investissement (iC) est le coût engagé pour ac- querir des équipements de machines et des bâtiments utilisés pour fournir les ser- vices. Le coût opérationnel : Le coût opérationnel est le coût engagé pour faire fonctionner un système afin de fournir les services. Les salaires, les ressources (carburant, eau, etc.), les taxes sont des coûts opérationnels. Amortissement : L’amortissement est la perte de valeur résultant de l’utilisation de machines et d’équipements au cours de la période. Au cours d’une période donnée, le coût d’utilisation d’un bien correspond à la dépréciation ou à la perte de la valeur de ce bien, et non à son prix d’achat. Le taux d’amortissement est le taux d’une telle perte de valeur. Taux d’intérêt nominal : Le taux d’intérêt nominal est l’augmentation annuelle en pourcentage de la valeur nominale d’un actif financier. Si un prêteur accorde un prêt à un emprunteur, au départ, l’emprunteur accepte de payer la somme initiale (le capital) avec intérêt (au taux d’intérêt conclu entre les deux parties) à une date ultérieure. Taux d’inflation: Le taux d’inflation est l’augmentation en pourcentage, pour une période spécifique (généralement un an), du prix moyen des biens et services. Taux d’intérêt réel : Le taux d’intérêt réel est le taux d’intérêt nominal moins le taux d’inflation. Valeur actuelle : La valeur actuelle d’une somme d’argent est la somme qui, si elle était prêtée aujourd’hui, s’accumulerait jusqu’à une date future. Si cette valeur actuelle est représentée par (P) et que le taux d’intérêt annuel est appelé (i), après (n) années, nous aurions (F) 1 F P 1 i n P F (2.1) = ( + ) → = (1 + i)n Facteur de remise : Le facteur d’actualisation (remise) (α) est le facteur utilisé dans (1 +i) n ( voir (1)). 1 le calcul des valeurs actuelles. Il est égal à Produit intérieur brut (PIB): le PIB mesure la production produite par des facteurs de production situés dans une économie nationale, quel que soit le propriétaire de ces facteurs. Le PIB mesure la valeur de la production produite dans l’économie. 19  Bien que la majeure partie de cette production provienne de facteurs de production nationaux, il peut y avoir quelques exceptions. Produit national brut (PNB) ou revenu national brut (RNB): Le PNB (ou RNB) mesure le revenu total gagné par les citoyens nationaux quel que soit le pays dans lequel leurs services sont fournis. Le PNB (ou RNB) est égal au PIB plus le revenu net de propriété de l’étranger. PNB nominal: le PNB nominal mesure le PNB aux prix en vigueur lorsque les revenus sont gagnés. PNB réel: le PNB réel ou le PNB à prix constants s’ajoux à l’inflation en mesurant le PNB au cours des différentes années aux prix en vigueur pour certaines données de calendrier particulières appelées année de base. Revenu par habitant (ou PNB réel par habitant): Le PNB réel par habitant est le PNB réel divisé par la population totale. C’est le PNB par habitant. 2.4.2 Termes économiques Pour un projet, les flux de cash sont des deux types suivants – Entrées (comme un revenu) – Sorties (comme un coût) Les deux types peuvent se produire à l’heure actuelle ou à un moment précis dans le futur. Il faut donc définir la valeur actuelle de l’argent (P) et la valeur future de l’argent (F). Le nombre de périodes est supposé être n tandis que le taux d’intérêt est supposé être (i(%)). Une valeur de (P) actuellement ; en (n) années vaut comme suit: F1 = P + P × i = P(1 + i) à la fin de la première année F2 = F1 + F1 × i = F1(1 + i) = P(1 + i)2 à la fin de la deuxieme année (2.2).. F = Fn−1 + Fn−1 × i = P(1 + i)n à la fin de la nème année En d’autres termes, si nous avons (ℜF) en (n) années, cela vaut actuellement (1 +i)n. F (1 + i)n est nommé facteur de quantité composé β et désigné par F P, i%, n. 1 (1+i) n est nommé facteur de valeur actuelle α et est noté P F , i%, n. 20 Paiements uniformes sur une période de n années n-2 n-1 FIGURE 2.1. Paiements uniformes sur n années Comme le montre la figure 2.1, un (ℜP) actuel est remboursé en un montant régulier de (ℜA) à la fin de chaque année. En tant que paiement de (ℜA) dans le temps n années 1 vaut (1 +i) n À l’heure actuelle, nous aurions 1 1 1 P= A+ A+···+ A (1 + i) (1 + i)2 (1 + i)n 1 1 1 = + +···+ A (2.3) (1 + i) (1 + i)2 (1 + i)n A partir du calcul élémentaire x (1 − xn) x + x2 + x3 + · · · + xn = (2.4) 1−x Alors (1 + i)n − 1 P= A (2.5) i(1 + i) n ou i(1 + i)n A= P (2.6) (1 + i)n − 1 [((1 + i)n − 1) / (i(1 + i)n)] est nommé facteur de valeur actuelle de série uniforme et est désigné par (P/A, i%, n). [(i(1 + i)n) / ((1 + i)n − 1)] est nommé facteur de récupération du capital et est désigné par (A/P, i%, n). 21 Il est facile de vérifier que i A= F (2.7) (1 + i)n − 1 2.4.3 Analyse économique Parmi les diverses solutions disponibles pour un problème, un planificateur doit sélec- tionner la meilleure, en termes de considérations techniques et économiques. Ici, nous allons discuter de l’aspect économique d’un problème. Méthode de la valeur actuelle Méthode du coût annuel Méthode du taux de rendement (taux de retour) 2.4.3.1 Méthode de la valeur actuelle Dans cette méthode, tous les flux de cash d’entrée et de sortie d’un projet sont convertis aux valeurs actuelles; l’un avec un flux net négatif (Valeur actuelle nette (Npw)) est con- sidéré comme viable. Parmi ceux qui sont viables, celui qui a le débit net le plus bas est le meilleur plan. Dans cette méthode, si la durée de vie économique des plans est différente, la période d’étude peut être choisie pour couvrir les deux plans de manière équitable. Par exemple, si la durée de vie économique de deux régimes est respectivement de 3 et 4 ans, la période d’étude peut être choisie de 12 ans. P P P NPw = IC + T × , i%, n − Pr × , i%, n − S × , i%, n (2.8) A A F Avec: Ic: le cout d’investissement T : le cout Opérationnel Pr : le profit (le gain) S : La valeur restante à la fin de la nieme année 2.4.3.2 Méthode du coût annuel Un projet dont la production annuelle uniforme est inférieure à son apport respectif est considéré comme attrayant. Parmi ceux qui sont attrayants, celui qui a le moins de coût 22 annuel uniforme net équivalent (NEC) est considéré comme le plus favorable. Cette méth- ode est particulièrement intéressante si les plans de vie économique sont différents. A A NEC = Ic , i%, n + T − Pr − S , i%, n (2.9) P F 2.4.3.3 Méthode du taux de rendement (taux de retour) Il existe des flux de cash d’entrée et de sortie pendant la durée de vie économique d’un projet. Si nous considérons un taux d’intérêt auquel ces flux de cash sont égaux (c’est-à- dire que le net est nul), le taux résultant est appelé taux de rendement (ROR). Le (ROR) doit être comparé au taux de rendement attractif minimum ( R AM ) , si (ROR) est supérieur au (RAM), le plan est attractif. Parmi ceux qui sont attrayants, celui qui a le (ROR) le plus élevé est le plus favorable. Le (ROR) peut être calculé en utilisant l’une des méthodes décrites dans les sections. 2.8 ou 2.9 PWC = PWB → P P P IC + T × , ROR%, n = Pr × , ROR%, n +S , ROR%, n (2.10) A A F → ROR =? Où (PWC) est la valeur du coût actuel, (PWB) est la valeur du bénéfice actuel et ( R AM ) est considéré comme (i%) 23