Compte tenu de ses nombreux avantages, l'électricité continue de connaître un fort développement dans le monde, plus de deux fois supérieur au taux de croissance de la consommation d'énergie primaire depuis les chocs pétroliers.

L'électricité peut être produite de multiples manières, à partir :

• d'énergie chimique (piles, piles à combustible) ;

• de charbon ou d'uranium (centrales à vapeur) ;

• de gaz ou de pétrole (centrales à vapeur, turbines à gaz, cycles combinés, diesel, moteurs alternatifs à gaz) ;

• d'énergies renouvelables (hydroélectricité, éoliennes, photovoltaïque, centrales solaires thermodynamiques, moteurs alternatifs à bio-gaz).

Les piles, les photopiles et les éoliennes permettent de produire localement de l'énergie électrique, mais elles ne représentent aujourd'hui qu'une très faible fraction de la capacité installée, qui provient, pour l'essentiel, des centrales électriques.

Les centrales électriques convertissent en électricité soit de l'énergie potentielle (hydroélectricité), soit de la chaleur (centrales thermiques à flamme et nucléaires). Dans presque tous les cas, la centrale comprend un alternateur mû par une turbine.

Les centrales thermiques peuvent être de plusieurs types.

Les centrales à vapeur sont les plus répandues. Elles mettent en œuvre un fluide thermodynamique, le plus généralement de l'eau, et comportent, outre l'alternateur, quatre composants :

• la chaudière, source chaude du cycle, qui, selon les cas, peut être une chaudière à combustion (centrale à flamme), ou une chaudière nucléaire ;

• la turbine, composée d'un grand nombre d'étages, regroupés en corps à haute, moyenne et basse pression, dans laquelle la vapeur se détend en fournissant de la puissance mécanique ;

• le condenseur, source froide du cycle, qui permet de condenser le fluide thermodynamique en le refroidissant, soit par de l'air humide dans une tour de refroidissement, soit grâce à l'eau d'un fleuve ou de la mer ;

• la pompe, qui, au prix d'un travail mécanique négligeable, remet en pression l'eau qui sort du condenseur.

Les centrales à vapeur à flamme opèrent à pression et température élevées (respectivement de l'ordre de 160 bars et 560°C), largement supérieures, pour des questions de sécurité, à celles des centrales nucléaires (respectivement de l'ordre de 55 bars et 270°C). Les capacités des unités atteignent 600 MW pour les centrales à flamme et jusqu'à 900 MW et même 1450 MW pour les centrales nucléaires. Leurs rendements se situent entre 30 et 40%.

Si vous souhaitez approfondir l'étude des cycles à vapeur, plusieurs fiches thématiques sont à votre disposition :

• cycles à vapeur

• centrales nucléaires REP

Les turbines à gaz (TAG) ou turbines à combustion (TAC) sont des installations utilisées le plus souvent en cycle ouvert, et quelquefois en cycle fermé. Elles comportent trois composants de base :

• un compresseur, qui est utilisé pour comprimer l'air de combustion jusqu'à une pression comprise aujourd'hui entre 10 et 30 bars environ, au prix cette fois-ci d'un travail non négligeable ;

• une chambre de combustion, dans laquelle un combustible gazeux ou liquide est injecté sous pression, puis brûlé avec l'air comprimé, avec un fort excès d'air afin de limiter la température des gaz brûlés ;

• une turbine, généralement axiale, où les gaz sont détendus avant d'être, dans un cycle ouvert, rejetés à l'atmosphère.

Deux grandes catégories de turbines à gaz sont généralement distinguées : les turbines à gaz industrielles, lourdes et robustes, mais de performances moyennes (rendement eta compris entre 28 et 38 %), et les turbines à gaz "dérivées de l'aviation" ou "aérodérivées", beaucoup plus légères et performantes (eta entre 35 et 42 %), mais aussi plus chères. Les puissances des premières vont de quelques dizaines de kW (microturbines) à quelques centaines de MW, alors que celles des machines aérodérivées sont généralement comprises entre quelques centaines de kW et quelques dizaines de MW, correspondant à celles des moteurs aéronautiques.

La plupart des turboréacteurs utilisés aujourd'hui dans l'aviation ne sont en fait que des variantes de la turbine à gaz à cycle ouvert. Le marché de l'aviation a ainsi permis de financer d'importants programmes de développement technologique sur ces moteurs, qui ont abouti à la mise au point de turbines à gaz extrêmement performantes, susceptibles de supplanter les turbines à gaz industrielles ou de permettre la conception de turbines composées, de rendements améliorés et à faible coût, comprenant des composants de turboréacteurs existants pour les sections haute pression du compresseur et de la turbine, et des pièces industrielles pour les sections basse pression.

Des améliorations récentes des TAG ont permis d'obtenir des rendements de 33 % pour des unités de grande puissance (200 MW), et on espère pouvoir atteindre bientôt 40 %.

Une manière de valoriser l'énergie résiduelle des gaz d'échappement est de s'en servir comme source chaude pour un deuxième cycle de production d'énergie mécanique. Les cycles combinés (CC) correspondent à une nouvelle génération de centrales thermiques. Les excellents rendements qu'elles atteignent aujourd'hui (supérieurs à 60 % sur pouvoir calorifique inférieur PCI), sont le résultat de l'intégration en une seule unité de production de deux technologies complémentaires en terme de niveau de température : les turbines à gaz, qui fonctionnent à haute température (dans une machine aérodérivée les gaz entrent typiquement à 1300 °C dans la turbine de détente, et en ressortent vers 500 °C), et les centrales à vapeur, qui opèrent à des températures plus basses (entre 450 °C et 30 °C).

Les moteurs Diesel et les moteurs alternatifs à gaz sont aussi utilisés pour la génération d'électricité, notamment en site isolé pour les premiers. La capacité installée en diesel est de loin la plus importante, mais les moteurs à gaz connaissent une croissance supérieure, en particulier dans les pays disposant de gaz naturel ou de biogaz.

Si vous souhaitez approfondir l'étude de ces machines, référez-vous aux fiches thématiques correspondantes :

• turbines à gaz ;

• cycles combinés ;

• moteurs Diesel et moteurs alternatifs à gaz.

L'une des principales contraintes de la production d'électricité est sans nul doute la difficulté de stocker l'énergie produite. Les électriciens doivent donc être capables de moduler leur production pour répondre à une demande qui fluctue fortement, que ce soit au niveau journalier ou au niveau saisonnier. A titre d'exemple, la figure ci-dessous donne les valeurs de puissance maximale appelée en France sur le réseau EDF à gauche le 19 janvier 1989 et à droite pendant l'année 1989.

Il est en effet fondamental d'assurer en permanence l'adéquation de la production à la demande, faute de quoi des pannes complètes du réseau peuvent survenir. Les plus célèbres sont celles de novembre 2009 au Brésil (qui a concerné le quart de la population), d'août 2003 aux Etats-Unis et au Canada (qui a entraîné l'arrêt d'une centaine de centrales électriques des Grands lacs à la côte Est) et de juillet 2012 en Inde (un black-out électrique géant a affecté la moitié du pays, après l'effondrement presque simultané des réseaux desservant une vingtaine d'Etats dans le nord, l'est et le nord-est).

Deux stratégies fondamentales peuvent être employées pour répondre à cette contrainte :

• d'une part chercher à lisser la courbe de charge en proposant aux utilisateurs des tarifs qui les encouragent à recourir à l'électricité d'heures creuses et les détournent des appels de puissance aux heures de pointe. La courbe ci-dessous montre les fortes variations des tarifs de l'électricité selon les heures ;

• d'autre part, gérer au mieux le parc des centrales pour minimiser les coûts d'exploitation.

On commence par utiliser le stockage naturel des usines de lac en faisant débiter les centrales hydrauliques préférablement en pointe. On utilise par ailleurs pendant les périodes de base les centrales dont le coût de combustible est le plus faible, réservant pour la pointe celles dont le coût d'investissement est le plus faible, même si le coût de combustible qui leur est associé est très élevé. Enfin, lorsqu'on dispose d'une énergie à très bas coût de base (nucléaire), on l'utilise pour stocker de l'eau dans des lacs en heures creuses, et la turbiner aux heures de pointe (avec un rendement de cycle d'environ 70 %).

La courbe des puissances appelées, qui se présente comme une série chronologique des puissances électriques demandées par le réseau, est d'un usage malcommode. Les électriciens ont donc coutume de la transformer par sommation des heures d'appel correspondant à une puissance donnée.

On obtient ainsi la « monotone de la demande » (figure ci-dessous), qui donne en abscisse le nombre d'heures h pendant lesquelles la puissance appelée a été supérieure à la valeur indiquée en ordonnée (il s'agit d'une courbe de fréquences cumulées). C'est sur cette courbe que l'on vient placer les équipements en fonction de leur coût fixe et de leur coût proportionnel, pour dimensionner le parc des centrales. L'objectif est que le coût total, partie fixe plus coût proportionnel multiplié par le nombre d'heures de fonctionnement soit minimum.

L'électricité ne pouvant être facilement stockée, la distribution doit se faire instantanément. C'est l'objet du réseau, qui est composé de quatre sous-réseaux selon la tension du courant, reliés entre eux par des postes de transformation. Les pertes par effet Joule peuvent y atteindre 7 % de la production totale.

Placées à la sortie des centrales, les lignes à très haute tension (THT) transportent sur de grandes distances l'électricité portée à très haute tension (400 000 et 225 000 Volts). L'ensemble des lignes THT forme un réseau interconnecté permettant l'arrêt de certaines centrales.

La production et les mouvements d'énergie sont gérés par des centres de contrôle appelés dispatchings (un national et 7 régionaux en France). Ces centres, assistés par des moyens informatiques puissants, établissent les programmes de production sur la base de prévisions, et les corrigent en temps réel pour faire face aux aléas.

Le réseau THT est relié aux réseaux des pays voisins, ce qui a pour effet d'accroître la sécurité de l'approvisionnement, en cas de défaillance accidentelle, et de permettre les échanges internationaux d'électricité.

Les lignes haute tension (90 000 et 63 000 V) constituent, avec les lignes THT, le réseau de transport. Elles permettent d'acheminer l'électricité vers les centres de distribution des compagnies d'électricité et les gros utilisateurs (compagnies ferroviaires, industries chimiques, sidérurgiques, métallurgiques).

Le réseau moyenne tension (entre 15 000 et 20 000 V) alimente une clientèle d'utilisateurs de taille moyenne à partir des centres de distribution. De plus, il dessert les réseaux basse tension grâce à des transformateurs MT/BT.

Les lignes basse tension (380 ou 220 V) constituent, avec les lignes MT, le réseau de distribution. Le réseau BT alimente les millions d'usagers domestiques.

Chacun des quatre réseaux précédents est relié à son ou ses voisins par des postes de transformation, qui abritent des disjoncteurs, destinés à protéger le réseau contre des dysfonctionnements, des sectionneurs, qui permettent, si besoin est, de déconnecter une partie des lignes, et des transformateurs, qui modifient la tension aux embranchements entre les différents réseaux.

Cette carte interactive fournit des informations récentes et détaillées sur la consommation d'électricité dans une cinquantaine de pays.