Haut de page

Accueil » Tous les dossiers » L'intégration des EnR

L’intégration des EnR : un défi pour les gestionnaires de réseaux

L’intégration des EnR sur les réseaux électriques nécessite une adaptation des infrastructures et de la gestion du système électrique.

En France, la dynamique de développement des installations de production d’électricité de sources renouvelables place en première ligne les gestionnaires de réseau 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. L’essentiel des développements prévus devrait se raccorder au réseau de distribution, au moins pour le photovoltaïque et l’éolien on-shore.

Il faut rappeler que répondant essentiellement aux besoins des consommateurs, la conception des réseaux de distribution avait pour objectif, jusque dans les années 1990, de desservir à un coût optimal ses utilisateurs, dans le respect des normes et des règlements, des politiques de qualité et de sécurité. Ce qui a conduit à :

  • concevoir un réseau de structure arborescente, généralement à section décroissante de l’amont vers l’aval du réseau, ne pouvant pas être exploité de façon permanente en bouclage ;
  • gérer un plan de tension appelé à maîtriser des chutes de tensions qui vont croissantes de l’amont vers l’aval, tout en assurant le respect des obligations contractuelles ou réglementaires vis-à-vis des utilisateurs en matière de variations lentes de tension ;
  • concevoir un plan de protection qui part du principe que les applications des utilisateurs sont passives et non génératrices de courant de court-circuit et donc que la seule source de courant de court-circuit est représentée par l’amont.

Ainsi, le réseau électrique a été conçu pour alimenter une consommation diffuse et intermittente à partir d’une production « commandable », d’une disponibilité prévisible et élevée, raccordée au réseau de transport. L’électricité des installations de production d’origine renouvelable étant le plus souvent intermittente, décentralisée, à production variable, leur développement implique une révision fondamentale des concepts ayant présidé au dimensionnement de ces réseaux.

Si le chemin parcouru est considérable, celui qui reste à parcourir l’est encore plus. Fin 2011, 967 centrales éoliennes et 229.027 installations photovoltaïques étaient raccordées au réseau de distribution géré par ERDF, correspondant respectivement à des puissances installées de 6,063 GW et 2,321 GW (soit un total de 232.636 installations de production raccordées aux réseaux de distribution, pour une puissance de 12,878 GW). D’ici 2020, la politique énergétique française prévoit d’accueillir jusqu’à 19 GW d’éolien (on-shore) et 5,4 GW de photovoltaïque. Le chemin à parcourir représente donc 2 à 3 fois celui déjà parcouru et les défis qu’il soulève sont plus importants que ceux déjà relevés. En effet, les premières installations raccordées étaient les plus « faciles » dans des zones favorables sans créations lourdes de réseau, les suivantes nécessiteront plus d’adaptations ou de renforcement du réseau.

Les infrastructures de réseau devront donc s’adapter pour faire face à ces évolutions en conservant le même niveau de qualité et de sécurité. Des investissements seront nécessaires, dont il faut optimiser le volume et les coûts. La localisation des installations et les situations rencontrées peuvent être très différentes et dimensionnantes. Le mode de développement prédominant des installations de production reste majoritairement dans une logique d’opportunité de production (ressources primaire éolienne ou solaire, foncier sans autre destination) sans rechercher par la localisation ou le dimensionnement à satisfaire une demande locale. Ainsi, un site éolien de 12 MW, une ferme photovoltaïque de 100 kVA et des panneaux photovoltaïques de 3 kVA monophasés chez un particulier présentent chacun des particularités vis-à-vis de l’intégration au réseau. Il y a un véritable enjeu à placer les énergies renouvelables diffuses et décentralisées près de la consommation et de lisser les pointes de consommation et de production sur le réseau.

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

  1. 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) ;
  2. 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) ;
  3. 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’intermittence, une moindre prévisibilité 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. Aujourd’hui, le réseau est dimensionné pour garantir, en situation extrême et sous réserve de foisonnement, la capacité nominale. Demain, la croissance des aléas et la multiplication des interactions des moyens locaux de production et des moyens d’adaptation des charges nécessitera d’optimiser le couple accès au réseau / garantie de capacité pour les producteurs et les consommateurs.

Pour des taux de pénétration relativement faibles, l’impact de la production intermittente reste limité et peut être pris en charge par le système électrique. En revanche, plus leur proportion augmente, plus la définition de solutions pour compenser d’éventuels déséquilibres ou défauts production-consommation devient difficile.

L’injection sur les réseaux publics de distribution d’une production émanant d’une multitude d’installations à faible puissance suppose la gestion de l’énergie en double sens aux niveaux HTA et BT. Pour assurer, à tout moment, l’adaptation de l’offre à la demande d’énergie, il sera demain nécessaire de jouer sur tous les leviers :

  • actions sur la demande (par exemple, gestion des recharges de véhicules électriques, effacements de consommation) ;
  • actions sur l’offre (par exemple, demande de baisse de production en cas de surproduction locale par rapport à la consommation et aux capacités du réseau) ;
  • mise en place de moyen de stockage.

Les réseaux de transport et de distribution font face à des problèmes différents. Pour les productions de plusieurs MW (éolien et gros photovoltaïque) en HTA, la rareté croissante des capacités d’accueil en HTB dans les zones d’élection de ces productions constitue la principale difficulté. Les Schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), qui doivent organiser régionalement la création de capacité d’accueil, donneront aux gestionnaires de réseau des garanties raisonnables sur la pertinence des investissements qu’ils vont engager.

En parallèle, lorsque les contraintes sont partielles, notamment si la capacité d’accueil existe en régime normal mais n’est pas garantie en cas de défaut sur le réseau public de transport, ERDF en accord avec RTE propose aux exploitants de parcs de production des solutions innovantes permettant d’effacer automatiquement et proprement la production excédentaire, puis de reconnecter facilement la puissance effacée une fois retrouvé le régime normal.
Ces solutions peu coûteuses permettent aux producteurs d’accéder rapidement au réseau (18 à 24 mois) sans attendre des évolutions HTB lourdes (6 ou 7 ans). En contrepartie, ils peuvent être déconnectés sur des incidents de fréquence faible (1 ou 2 fois tous les 5 ans) et de durée maîtrisée (quelques heures la plupart du temps).
Ces dispositifs sont déjà une réalité industrielle. Ils constituent assurément une étape concrète dans le processus de « smartification » du réseau.

En conséquence, l’intégration des EnR sur le réseau demande d’adapter les pratiques pour :

  1. garantir la sécurité des personnes lors de manœuvre ou d’incidents sur le réseau, notamment en prévenant la formation d’îlots électriques où les dispositifs de protection ne fonctionneraient plus ;
  2. assurer la sûreté de fonctionnement du système électrique en veillant à ce que ces énergies viennent soutenir le réseau lors d’incidents importants et non s’en séparer comme cela leur était demandé lorsqu’elles étaient marginales ;
  3. maintenir la tension dans les plages prévues et éviter l’apparition de surcharges sur les lignes et les transformateurs ;
  4. optimiser les équilibres offre demande locaux de demain en intégrant les contraintes sur le réseau, au bénéfice de tous les acteurs du marché. Cela suppose de rendre plus intelligent le réseau HTA déjà fortement automatisé et à tirer tout le bénéfice de l’expérimentation Linky pour développer l’observabilité de la BT ainsi que l’optimisation de sa capacité d’accueil (voir le dossier sur le comptage évolué).

Tableau des effets de l’intégration des EnR sur le réseau

Outre la vérification des différents aspects techniques cités, les caractéristiques particulières des installations EnR et les différentes technologies utilisées conduisent à mener des études complémentaires (cf. tableau des effets de l’intégration des EnR sur le réseau). Il s’agit notamment d’effets sur la qualité de l’onde du signal électrique (Flicker, harmoniques).



Cette fiche a été rédigée par ERDF.


«Page 6 de 23»

Rechercher

Se tenir informé

Abonnez-vous à notre liste de diffusion pour être informé régulièrement des mises à jour du site.

S'abonner

Participer au site

Vous souhaitez participer à notre site ou réagir à un dossier, contactez-nous dès aujourd'hui.

Nous contacter

Les forums de la CRE

La CRE organise des forums, associés à chaque nouveau dossier, pour donner la parole aux experts des Smart grids.
Se tenir informé des prochains forums

Nos contributeurs

Notre site se nourrit aussi de vos contributions. Nous tenons donc à remercier "Fidelise" qui fait partie de nos 168 contributeurs.
Découvrir nos contributeurs