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03/09/2019

Développement de l'éolien et du photovoltaïque : une menace pour la stabilité des réseaux électriques ?

Depuis la fin des années 1990 en Europe, le développement accéléré des énergies renouvelables impose de nouveaux défis pour la gestion du réseau électrique. Des solutions de stockage d’électricité à prix compétitif permettraient de répondre à la plupart d’entre eux[1] mais la maturité et les coûts de cette technologie empêchent pour l’instant d’envisager un déploiement à grande échelle et de s’affranchir ainsi des contraintes apportées par une partie des énergies vertes. L’atteinte des objectifs européens de 2020 puis 2030[2]  nécessite pourtant une part croissante de renouvelable dans la production d’électricité, qui ne sera atteignable que si ces centrales contribuent activement à la sûreté d’exploitation et à la stabilité du réseau. Si certains freins existent aujourd’hui, les centrales éoliennes et photovoltaïques présentent déjà des caractéristiques technologiques pour répondre à ces nouvelles exigences.

Que sont les services système ?

Pour se conformer aux directives énergétiques de l’Union Européenne (UE), les pays membres ont misé en grande partie sur le développement de l’éolien et du photovoltaïque, technologies qui démontrent les possibilités technico-économiques les plus prometteuses parmi les énergies nouvelles. Or elles présentent toutes deux des caractéristiques non sans conséquence pour l’exploitation du réseau : comparé au modèle avec centrales conventionnelles, le développement de ces deux Energies Renouvelables à production Variable (EnRV) implique un plus grand nombre d’entités de production, dispersées sur le territoire, ainsi qu’une production non pilotable et assujettie aux conditions météorologiques. Ces particularités compliquent la gestion du réseau au sein des mailles d’équilibrage global : les zones synchrones3.

 

 

De fait, pour le bon fonctionnement d’une telle zone, il est essentiel de maintenir la fréquence et la tension autour de valeurs proches de leurs valeurs de référence4. C’est l’un des rôles des Services SYstème (SSY), qui regroupent l’ensemble des services nécessaires à l’exploitation sereine du réseau. Les deux principaux services sont appelés réglage de la fréquence, et réglage de la tension. Ils permettent justement de rester dans un intervalle acceptable autour de ces valeurs de référence. Ils sont contractualisés et rémunérés par le Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT) auprès des producteurs et de certains consommateurs.

Par leurs caractéristiques, l’intégration des EnRV augmente par conséquent considérablement le besoin en flexibilité du système et donc de fourniture de SSY, auxquels elles participent peu. Pourtant, ces technologies possèdent déjà certaines capacités techniques permettant d’y prendre part.

Possibilités technologiques actuelles et futures de leur fourniture par les EnRV

Contribution des éoliennes à l’inertie du système

L’importance du maintien de la fréquence à sa valeur de référence découle d’une loi électromécanique fondamentale : si l’énergie appelée en sortie est inférieure à l’énergie produite, les groupes de production conventionnels emmagasinent l’énergie sous forme cinétique et accélèrent, entraînant une hausse de la fréquence du courant produit, et inversement. Ce lien entre vitesse de rotation des alternateurs et fréquence constitue l’inertie du système : l’Equilibre Offre/Demande (EOD) doit par conséquent être respecté à tout instant pour éviter de s’éloigner de la fréquence de référence et ainsi perturber le fonctionnement des appareils voire de les endommager, ou encore d’entraîner leur déconnexion par mesure de sécurité.

Une des différences essentielles entre EnRV et centrales conventionnelles est que les premières sont raccordées au réseau au travers d’une interface électronique, qui rompt ce lien entre vitesse de rotation (pour les éoliennes) et fréquence du système. L’interface est principalement composée d’un onduleur, qui synchronise la fréquence du courant produit avec celle du réseau. Une éolienne peut ainsi évidemment tourner à une vitesse qui dépend de celle du vent. Le revers de la médaille est qu’elle ne peut alors contribuer à l’inertie du système, malgré ses masses en rotation.

Toutefois, au moyen de réglages spécifiques de l’éolienne et de son interface électronique, l’ensemble peut imiter le lien vitesse/fréquence des alternateurs et ainsi fournir de l’inertie synthétique. Cela consiste à augmenter temporairement la puissance déployée en récupérant une partie de l’énergie cinétique de leurs masses tournantes, en plus de l’énergie du vent.

Le principal inconvénient d’un tel mécanisme est que l’éolienne ne peut fournir un surplus d’énergie que pendant quelques secondes, en ralentissant, et doit être réaccélérée à l’issue de sa participation. Elle fournit alors temporairement moins de puissance qu’avant l’enclenchement et mettra en outre quelques secondes pour revenir à son niveau de production d’avant incident. Il s’ensuit par conséquent une deuxième perte de puissance sur le réseau, plus faible cependant. La réponse fournie par un tel système est idéale pour gagner le temps nécessaire à l’intervention d’autres sources. Un défaut de taille est que l’éolienne doit déjà être à un niveau de puissance suffisant pour pouvoir fournir une réponse significative.

De telles performances de la part des éoliennes sont déjà requises dans certains réseaux, par exemple au Québec, au Brésil ou encore en Irlande5.

Contribution des EnRV au réglage de la fréquence

L’inertie du système limite donc la vitesse de variation de la fréquence, ce qui est primordial pour l’équilibrage. Mais en cas de rupture durable de l’EOD, elle ne peut compenser la puissance manquante ou excédentaire : c’est là qu’intervient le réglage de la fréquence. Il consiste en 3 niveaux de réserves pilotés par le GRT qui mobilisent automatiquement et manuellement des groupes de production pour rester au plus proche de l’EOD. Des producteurs mettent donc à disposition une partie de leur puissance nominale, à la hausse comme à la baisse, selon un contrat qui couvre l’ensemble des capacités techniques requises6 et la rémunération idoine. Le GRT est ensuite responsable de l’activation ou non de ces réserves en temps réel, par l’envoi de consignes automatiques ou manuelles et à distance.

Dans la plupart des pays, ces réserves sont très majoritairement assurées par les centrales conventionnelles. Pour que les EnRV y participent, il pourrait s’avérer judicieux de leur imposer les mêmes contraintes sur le pilotage de leur production que celles qui sont exigées des centrales conventionnelles. Cela reviendrait à pouvoir piloter finement la production EnRV, avec comme limite haute le productible disponible. Ce pilotage pourrait être mis en place grâce à l’interface électronique des centrales EnRV ainsi qu’à l’utilisation de systèmes de contrôle et d’acquisition de données adaptés.

L’objectif serait d’augmenter la flexibilité de ces centrales, en limitant l’injection d’électricité sur le réseau en cas de trop faible demande ou encore en atténuant les variations de la production trop brusques (causées par des nuages, coups de vent, etc.), difficiles à gérer pour le GRT dans un contexte de forte pénétration. Pour cela, les centrales EnRV modernes permettent d’envisager un contrôle fin et quasi instantané sur la puissance développée, pour mieux répondre aux fluctuations soudaines et imprévues de la disponibilité. Ce contrôle en revanche n’est possible qu’à la hausse, en limitant artificiellement le productible.

 

Du point de vue du producteur, il va de soi que ces réglages ne seraient pertinents que s’ils étaient compensés en tant que participation aux SSY.

Du point de vue du GRT, ce réglage n’aurait de sens qu’en tenant compte en temps réel des conditions de vent et de l’EOD. La participation des EnRV devrait alors également s’appuyer sur un système de téléréglage entre GRT et parcs de production rapide et précis ainsi que des prévisions météorologiques fines (aujourd’hui, elles sont peu fiables au-delà de quelques jours). Les consignes de contrôle sur la production pourraient être de ne pas dépasser 80% de puissance nominale (écrêtement) ou encore de limiter l’augmentation de puissance par seconde à X% de la puissance nominale. La participation des ENRV au réglage de la fréquence est, dans une certaine mesure, technologiquement permise, mais induit une perte de productible qui ne serait pas pertinente en l’état actuel du système.

Contribution des EnRV au réglage de la tension

Comme pour la fréquence, le maintien de la tension à sa valeur de référence est essentiel pour le bon fonctionnement des appareils et du réseau.

En un point du réseau, la valeur peut varier pour deux raisons principales : des variations de la charge comme des connexions/déconnexions massives d’appareils électriques, de particuliers ou d’industriels (moteurs, fours à arc, etc.), typiquement aux heures de pointe ou aux heures creuses ; des courts-circuits accidentels. D’une façon analogue au réglage de la fréquence, on retrouve trois niveaux de réglage de la tension. Toute centrale de production, y compris EnRV, a les moyens de réguler sa tension de sortie, dans des proportions évidemment dépendantes de ses caractéristiques techniques. Une différence notable avec le réglage de la fréquence est que la tension est une grandeur à réguler à l’échelle nationale, mais aussi localement, avec notamment des problèmes de régulation en bout de ligne.

Les EnRV ont par conséquent d’ores et déjà la capacité technique pour participer au réglage de la tension et cette fois, leur dispersion sur le territoire constitue un avantage. En France néanmoins, la réglementation stipule qu’aucune installation raccordée en Basse Tension ne peut y participer, ce qui inclut l’ensemble des installations EnRV des particuliers, et ce pour des raisons de sécurité. Si leur puissance reste faible dans le mix énergétique, ce sont bien elles qui jalonnent le territoire et pourraient offrir une alternative bon marché aux solutions de réglage de la tension existantes, particulièrement dans les zones isolées. Les centrales EnRV connectées au réseau de transport participent quant à elles déjà au réglage de la tension.

 

Freins réglementaires et économiques à leurs participation

Une faible participation aux SSY

Si les possibilités technologiques sont encourageantes, en pratique les EnRV ne prennent part que dans des cas marginaux à la fourniture des SSY en Europe. En France et en Allemagne, elles ne participent pour l’instant pas au réglage de la fréquence. Au Danemark, un des pays du monde avec la plus forte pénétration de centrales éoliennes, leur participation est possible, à condition qu’elles soient contractuellement associées à des moyens de génération conventionnelle7.

Toutefois, dans ces 3 pays, les exigences de raccordement demandées sont de plus en plus fortes, pour s’assurer que l’intégration des EnRV ne pénalise pas la robustesse du réseau, et préparer leur contribution future aux SSY.

Ces réalités réglementaires sont intimement liées aux motivations écologiques de l’installation d’EnRV et à la place qu’elles occupent sur le réseau. En effet, les faire participer aux réserves de fréquence impliquerait comme vu précédemment une perte de productible renouvelable au profit de l’utilisation d’autres sources, émettant nécessairement plus de gaz à effet de serre avec le mix énergétique actuel, ce qui ne serait pas pertinent d’un point de vue écologique. La participation des EnRV n’aura de sens que dans un système avec génération électrique décarbonée.

En outre, du point de vue économique, la logique veut que les EnRV soient appelées en premier dans le merit order8 grâce à leurs coûts d’exploitation proches de zéro. Pour les producteurs, il serait en revanche impensable de se passer de productible pour participer au SSY sans contrepartie financière.

Compte tenu du besoin accru de flexibilité qu’induit l’intégration des ENRV, leur pénétration risque d’être limitée. La question est donc de savoir qui paiera pour pallier ce besoin de flexibilité. Deux scénarios sont envisageables à l’heure actuelle :

  • une régulation financière : instaurer de nouveaux mécanismes de marché pour inciter économiquement les acteurs à prendre en compte le besoin en flexibilité du réseau. Cette prime à la flexibilité aurait le défaut de favoriser les moyens de génération conventionnelle, les EnRV étant par essence moins flexibles. Ce dispositif ferait également la part belle au stockage d’électricité et s’inscrit dans la logique de libéralisation des marchés de l’énergie. Les investissements EnR risqueraient de diminuer compte tenu du manque à gagner pour les producteurs. Ce scénario vise à sensibiliser ces derniers mais pourrait perturber un secteur fragile en France, qui accuse déjà du retard dans ses objectifs d’installation d’EnR9  ;
  • un système capable de s’autoréguler et d’absorber une grande quantité d’EnRV à moyen terme. Grâce à une collaboration entre états frontaliers et notamment avec la  construction de nouvelles interconnexions la sécurité d’approvisionnement s’en trouvera facilitée en profitant d’un foisonnement10 à plus grande échelle. Le développement de solutions de flexibilité comme l’effacement aura également un rôle décisif à jouer. Dans un tel scenario, c’est aux GRT qu’incomberaient le plus de responsabilités.

Si les possibilités techniques de fourniture de SSY de l’éolien et du photovoltaïques en font des alternatives crédibles aux centrales conventionnelles, leur participation y reste donc faible dans la majorité des pays. C’est évidemment dans ceux à plus forte pénétration que le besoin de flexibilité se fait déjà sentir et que le paradigme de gestion du réseau est remis en question. L’arrivée d’une nouvelle génération d’EnRV plus intelligente, pilotable à distance et dont on mesure les informations clefs en temps réel, apporterait déjà des réponses précieuses à ce besoin. Parmi les pistes à plus long terme pour résoudre cette équation complexe à l’échelle européenne, les solutions de stockage, le foisonnement et la collaboration entre états semblent les plus prometteuses. L’adoption d’objectifs d’intégration d’EnRV ambitieux matérialise la volonté d’enfin définir une politique énergétique européenne commune, et devrait ouvrir la voie pour la mise en place d’un réseau intelligent à l’échelle du continent.

Un article écrit par Vincent Lefort.

Sia Partners

: voir articles du blog de mars et de janvier 2018 sur le stockage

2 : les objectifs de part de production d’électricité renouvelable sont respectivement de 20 et 27% en 2020 et 2030 (source : commission européenne)

3 : Une zone synchrone délimite un réseau électrique qui fonctionne en autarcie et au sein duquel l’équilibrage doit être effectué en permanence. Des échanges avec les zones voisines sont possibles, fréquents et permettent d’offrir une meilleure sécurité d’approvisionnement.

4 : pour la fréquence, 50 Hz en tout point du réseau ; pour la tension, entre 400 000 et 230 V, des lignes très haute tension jusqu’aux installations domestiques

5 : une revue de l’implémentation de l’inertie synthétique dans plusieurs pays est présentée dans l’article suivant http://www2.ctee.com.br/brazilwindpower/2015/papers/Danilo_Caldas.pdf

: le réglage de la fréquence et toutes les obligations contractuelles des producteurs sont détaillés au chapitre 4 de la Documentation Technique de Référence de RTE.

7 : se référer à la documentation technique de référence de RTE pour le cas de la France, à celle (TenneT par exemple) d’un de ses GRT pour l’Allemagne et à celle de Energinet pour le Danemark

8 : le merit order est l’ordre d’appel des centrales électriques pour répondre à une demande croissante, déterminé à partir des coûts marginaux de production des centrales. Pour les EnRV, ces coûts marginaux étant quasi nuls, elles sont appelées les premier. Cette priorité d’appel a eu pour effet de faire baisser les prix de vente de l’électricité sur les pays à pénétration significative.

9 = voir article du blog d’octobre 2018

10 : le foisonnement est le fait que statistiquement, sur un grand nombre de centrales renouvelables réparties sur une aire géographique importante, les fluctuations locales de production se compensent permettant à la production global de rester dans un intervalle proche de sa moyenne (voir ces articles : allemagne-energie et journal éolien). Cet effet est donc d’autant plus important que la zone interconnectée est étendue.

 

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