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Les étapes de l’intégration des EnR aux réseaux électriques

1 Le changement de la donne énergétique

La diminution des ressources énergétiques fossiles et la hausse durable de leur prix, l’augmentation considérable des besoins en énergie, les difficultés d’approvisionnement, le poids du secteur énergétique dans les émissions de CO2 et la lutte contre le changement climatique imposent d’adapter les modes de production.

Par ailleurs, l’accident de Fukushima et ses conséquences ont conduit à accélérer la redéfinition des mix énergétiques dans de nombreux pays et notamment en Europe (l’Allemagne sortira du nucléaire d’ici 2022, la Belgique d’ici 2025, l’Italie a dit non par référendum au retour du nucléaire et la Suisse a décidé une sortie progressive d’ici 2034). Face à cette situation, il est naturel de se demander quelle sera l’alternative au nucléaire ?

Dans la plupart des pays européens, les énergies renouvelables sont de plus en plus utilisées pour produire l'électricité. Les énergies renouvelables sont des énergies écologiques car peu émettrices de gaz à effet de serre. La production d’électricité se fait à partir d’énergie gratuite et inépuisable. Par ailleurs, leur exploitation permet de fournir de l’électricité notamment aux sites isolés et d’éviter la création de nouvelles lignes. Ce sont les raisons pour lesquelles la plupart des États font des énergies renouvelables une priorité de leur politique énergétique.

2 L’évolution du contexte réglementaire

Depuis une vingtaine d’années, la réglementation dans le domaine de l’énergie connaît de profondes évolutions.

  • Au plan international, une convention « Climat » a été signée en juillet 1992 et le protocole de Kyoto en 1997, protocole dans lequel 35 pays industrialisés se sont engagés à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre entre 2008 et 2012. En décembre 2009 a également été signé l'accord de Copenhague.
  • Au plan européen, depuis 2007, l'Union européenne s'est fixé des objectifs ambitieux : une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) par rapport à 1990, voir 30 % en cas d'accord international, une amélioration de 20 % de l'efficacité énergétique et une part de 20 % d'énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale de l'UE. Afin d'atteindre ces objectifs, un paquet « Énergie-Climat » a été signé en 2008, dont l'un des textes principaux est la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 relative aux énergies renouvelables. Elle répartit l'effort entre les États membres en fixant des objectifs nationaux en matière d'utilisation des énergies renouvelables pour les transports, la production de chaleur et la production d'électricité, tout en mettant en avant les économies d'énergie et l'efficacité énergétique.
  • Au plan français, le gouvernement a fixé les objectifs de développement des énergies renouvelables. Il a fait de la prévention du changement climatique et de ses conséquences un des thèmes prioritaires du Grenelle de l’environnement. Ainsi, la loi Grenelle I prévoit que la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie doit atteindre 23 % à l’horizon 2020. En 2008, le ministre de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de l’Aménagement du territoire a transmis à la Commission européenne un plan national de développement des énergies renouvelables de la France. Ce plan comprend 50 mesures opérationnelles devant permettre d’atteindre les objectifs définis lors du Grenelle de l’environnement.

    Le plan indique que l’atteinte de ces objectifs se traduit par une part d’énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité de 27 %. Cette part était de 15,5 % en 2010. Les objectifs de puissance installée par filière énergies renouvelables fixés par le ministre de l’énergie dans l’arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) pour la période 2009-2020 retient les objectifs suivants au 31 décembre 2020 :

    • l'énergie radiative du soleil, en termes de puissance totale installée doit atteindre 5.400 MW,
    • les énergies éolienne et marine, en termes de puissance totale installée, doivent atteindre 25.000 MW, dont 19.000 MW à partir de l'énergie éolienne à terre et 6.000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines,
    • la capacité de production de biomasse devra s'accroître 2 300 MW,
    • l'énergie hydroélectrique produite devra augmenter de 3 TWh par an jusqu'en 2020.

3 Un préalable, le raccordement au réseau

Le raccordement consiste à connecter l’installation de production au réseau d’électricité. Il est un préalable à l’accès au réseau, dont la transparence et l’aspect non-discriminatoire sont garantis par la Commission de régulation de l’énergie.

Les installations de production d’énergie renouvelable (hydraulique, éolien, solaire, biomasse, etc.) doivent être raccordées à un réseau électrique public ou privé pour que l’électricité qu’elles produisent puisse être vendue, sur les marchés ou de façon contractuelle, notamment dans le cadre de mécanismes d’obligation d’achat ou d’appels d’offres, et pour que cette énergie puisse être utilisée par des consommateurs raccordés au réseau.

4 Un défi pour les gestionnaires de réseaux

L’insertion massive des énergies renouvelables (EnR) sur les réseaux électriques pose des problèmes d’ordre technique, notamment pour les gestionnaires de réseaux. Le premier concerne la localisation des installations de production. L’intégration de la production décentralisée conduit à un fonctionnement bidirectionnel des réseaux traditionnellement conçus pour n’acheminer l’énergie que dans un sens, faisant émerger des besoins de renforcement. Le second relève de la gestion des moyens de production intermittents dans le système électrique. Pour des taux de pénétration inférieurs à 30 %, l’impact de la production intermittente reste limité et peut être pris en charge par le système électrique. En revanche, lorsque le taux de pénétration augmente, des déséquilibres peuvent survenir.

En France, la dynamique de développement des installations de production d’électricité de sources renouvelables place en première ligne les gestionnaires de réseau de distribution chargés de  raccorder les centrales et d’apporter des réponses à court, moyen et long termes pour garantir un fonctionnement sûr et économique du système électrique.

Trois facteurs principaux influent sur l’apparition et l’intensité des contraintes :

  • l'impact sur le réseau est plus fort quand la production n'est pas corrélée avec la consommation (ce qui est souvent le cas pour le photovoltaïque) ;
  • le besoin d'investissements est plus élevé quand le développement se fait dans des zones peu denses où les réseaux de transport et de distribution sont dimensionnés au plus juste (cette situation est souvent rencontrée pour les centrales éoliennes qui sont implantées là où la densité de population est réduite) ;
  • l'ampleur des adaptations du réseau nécessaires pour l'insertion des installations de petite taille en basse tension est très fortement dépendante de leur niveau de concentration.

L’intégration des EnR sur les réseaux électriques nécessite une adaptation des infrastructures et de la gestion du système électrique.
L’intermittence, le caractère non pilotable et un besoin de gestion de l’équilibre production/consommation à la maille locale constituent un défi pour les gestionnaires de réseau de distribution et imposeront une évolution de la gestion du système électrique.

5 Des solutions de Smart grids

Afin de faciliter l’intégration des EnR dans le système électrique, les réseaux devront être gérés de manière plus réactive, grâce aux technologies de Smart grids. Ces technologies regroupent de nombreux outils et systèmes pour la gestion des réseaux (comptage communicant, stockage de l’électricité, modèles de marché, onduleurs et charges contrôlables, etc.). Les nouvelles technologies de l’information et de la communication interviendront également afin d’optimiser les flux d’énergie et, notamment, d’assurer l’équilibre « offre/demande ». En développant l’observabilité, la prévisibilité, le pilotage et la flexibilité, les Smart grids permettront de mieux gérer l’intermittence des énergies renouvelables.

  • Développer l’observabilité permettra de surveiller l’état du réseau à tout moment (défaut, congestion, variation de la tension, etc.), d’anticiper les incidents et de faciliter la prise de décision pour optimiser le réseau et le rendre plus sûr. La multiplication des capteurs, tels que les compteurs communicants, permettra ainsi de mesurer précisément les flux d’énergie sur le réseau et de maintenir l’équilibre et la stabilité du système.

    Les gestionnaires de réseaux européens développent actuellement les outils de prévision de la production renouvelable, afin de mieux gérer l’équilibre production/consommation et, ainsi, d’améliorer l’insertion de cette production sur les réseaux. Il s’agit de déterminer quelle part de la puissance totale maximale attribuer aux énergies renouvelables. (RTE et IPES / REE et le Cecre)
    La météorologie joue également un rôle prépondérant pour une meilleure intégration des énergies renouvelables aux réseaux. Les prévisions météorologiques permettent d’opérer des rapprochements statistiques et/ou corrélatifs entre l’aléa météorologique et la production. Ainsi, un faible écart entre les prévisions et la production sera satisfaisant pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande et, ainsi, préserver l’équilibre du système.

  • Afin de mieux intégrer la production décentralisée sur les réseaux en respectant la stabilité et la qualité du système, des outils de contrôle et de pilotage ont été mis en place. Il s’agit d’interagir avec la production décentralisée :

    • en développant les fonctions d'automatisation (réglages de la tension et de la puissance, reconfiguration après défaut),
    • en agrégeant les productions décentralisées à travers une « centrale virtuelle » locale. La création de « centrales virtuelles » permet de s'affranchir en temps réel de l'intermittence grâce à la combinaison de marchés locaux de l'électricité et de couples matériels/logiciels assez habiles pour équilibrer, en temps réel, demande et production d'électricité,
    • en développant la gestion de la demande. La gestion de la demande permet, en incitant, par des signaux tarifaires, les utilisateurs des réseaux à limiter leur consommation en période de pointe et à consommer en période creuse, de mieux gérer l'équilibre production/consommation. Il s'agit de calquer la consommation sur la production d'électricité renouvelable. Etant donné que les quantités d'électricité produites et consommées doivent toujours être égales, que les EnR sont par nature intermittentes et qu'il est très difficile de stocker l'électricité, on efface ou on déclenche certaines consommations afin de préserver l'équilibre du système.
    Il faut alors concevoir des infrastructures de communication et de gestion des données pour intégrer la production décentralisée dans la conduite du système
  • Les technologies de Smart grids permettront de développer la flexibilité des réseaux et, ainsi, de gérer l'intermittence et la variabilité des énergies renouvelables. Les FACTS (Flexible alternative current transmission systems – systèmes de transmission flexible de courant alternatif), les compensateurs statiques et les condensateurs permettent le transfert d'une plus grande quantité d'énergie sur les lignes électriques existantes tout en améliorant la stabilité de la tension et accroissent la résistance du réseau électrique aux oscillations de système et aux perturbations.

    Le stockage de masse et le renforcement des interconnexions apparaissent comme des solutions complémentaires aux FACTS pour améliorer la flexibilité du système électrique. En effet, en offrant la possibilités de lisser la production de pallier l’intermittence des EnR, ils permettront de mieux intégrer les énergies renouvelables au système électrique.

Vous souhaitez en savoir beaucoup plus sur ce sujet ? Consultez notre dossier "L'intégration des EnR"

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