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Interview de Gilles Galléan (ERDF) :

Pour le gestionnaire du réseau de distribution, l’intégration des ENR au niveau de la cible fixée à l’horizon 2020 par la politique énergétique française constitue un véritable défi.

Après un démarrage plus tardif que dans d’autres pays européens, la France est actuellement dans une dynamique très forte de développement des EnR. Si le chemin parcouru est considérable depuis deux ans, le distributeur ayant su s’organiser pour permettre ce démarrage réussi de la production répartie, celui qui reste à parcourir l’est encore plus. En effet, d’ici 2020, la politique énergétique française prévoit d’accueillir jusqu’à 19 GW d’éolien (on-shore) et 5,4 GW de photovoltaïque (dont le rythme actuels pourraient pourrait atteindre cet objectif avant 2020).


Source : ERDF

La spécificité française est que cette production répartie est dans la très grande majorité des cas raccordées sur les réseaux publics de distribution. Ainsi, au 31 mars 2010, le réseau de distribution accueillait 5,5 GW d’éolien et 1,1 GW de photovoltaïque. Ce qui représentait 94 % des installations éoliennes on-shore et 100 % des installations photovoltaïques.


Source : ERDF

Après avoir déjà raccordé plus de 5 GW d’éolien et 1 GW de photovoltaïque, ERDF doit continuer de raccorder l’ensemble des installations de production, tout en optimisant les coûts pour la collectivité dans son ensemble et en préservant la fiabilité et la sécurité du réseau. En effet, nous apprenons à conduire et exploiter notre réseau en présence de production raccordée, et la complexité de cette conduite croit plus vite que les mégawatts raccordés.

ERDF est confronté à deux défis majeurs. Le premier consiste à traiter les demandes et réaliser les raccordements. Dans ce cadre, elle a adapté son organisation et développé un ensemble d’outils en concertation avec les producteurs et la CRE (procédure de traitement des demandes, document technique de référence, etc.). Ainsi, concernant le photovoltaïque, ERDF a du adapter, en 2010, son organisation face à des volumes (nombre et puissance) très au-dessus des objectifs politiques fixés.

Aujourd’hui, ces différents mécanismes sont en cours d’ajustement. D’ici quelques temps, les rythmes de raccordement seront plus réguliers et surtout plus prévisibles au bénéfice de tous les intervenants du secteur.

Le second défi réside dans l’intégration des EnR dans le réseau et le système électrique au profit de tous les utilisateurs. Le raccordement de la production décentralisée et intermittente, en particulier les centrales de faible et moyenne puissance, modifie, au fur et à mesure de son développement, les principes de conception des réseaux électriques desservis par une production centralisée et ininterrompue à grande échelle. ERDF est donc amené à reconsidérer les conditions de pilotage de l’équilibre local en intégrant les contraintes réseau.

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. Les centrales de moyenne puissance se couplent au réseau existant en HTA alors que les gros sites éoliens sont raccordés en général sur des départs dédiés raccordés directement sur les postes sources HTB/HTA.

L’adaptation des réseaux et de leur exploitation répond à deux objectifs :

  • le développement d’une capacité d’accueil en rapport aux puissances à raccorder. Les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER) doivent organiser régionalement la création de capacité d’accueil en donnant aux gestionnaires de réseau des garanties raisonnables sur la pertinence des investissements qu’ils vont engager constituent une réponse institutionnelle de fond.
    Le développement de solutions innovantes pour la gestion du plan de tension devrait permettre de maximiser les capacités d'accueil (coordination des réglages locaux au niveau des installations de production, utilisation des moyens de réglage au poste source en cohérence avec les charges, voire dans certains cas effacement, etc.) ;
  • la préservation de la fiabilité et de la sécurité du réseau au profit de tous les utilisateurs. Outre les évolutions du réseau nécessaires pour leur raccordement, les EnR peuvent générer des contraintes techniques d’exploitation remettant en cause la sûreté du système électrique, par exemple risque d’aggravation de déséquilibre production-consommation, en cas de découplage intempestif des installations de production (exemple du 4 novembre 2006 en Allemagne) et la sécurité (risque d’ilotage lors d’un incident ou d’une manœuvre d’exploitation qui peut présenter des risques au plan de la sécurité des biens et des personnes).

Le réseau a donc un rôle central à jouer et il est nécessaire de se préparer à mieux gérer les flux d’électricité transitant sur celui-ci. Il s’agit donc de développer l’observabilité et la mesure en temps réel des prévisions de charges transportées par les réseaux publics de distribution.

Le caractère décentralisé des productions à partir d’énergies renouvelables, des moyens d’effacement et des nouveaux usages (véhicules électriques par exemple) impliquent une transformation profonde de l’architecture du réseau, mais aussi de son fonctionnement. L’architecture du réseau se modifie et passe d’une structure arborescente et monodirectionnelle à une structure complexe, maillée, combinant de nombreux consommateurs et producteurs, des aléas et une interdépendance croissante.

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) ;
  • actions sur l’offre (par exemple, demande de baisse de production en cas de risque de congestion du réseau) ;
  • effacements de consommation ;
  • stockage.

Il faudra également s’assurer qu’à tout moment ces actions ne génèrent pas de contraintes sur les réseaux.

Les réseaux HTA gérés par ERDF sont déjà plus « intelligents » que les réseaux électriques étrangers. Par exemple, les réseaux HTA français possèdent des fonctions avancées de téléconduite (outil de téléconduite géré par 30 agences de conduite régionales, gestion automatique des réalimentations). Ce qui en fait déjà des réseaux auto-cicatrisants.

Pour les installations de production d’énergies renouvelables raccordées en HTA, ERDF met en œuvre des dispositifs d’observabilité et des moyens de commande (Dispositifs d’échange d’informations d’exploitation - DEIE) entre les centres de conduite et les systèmes de télésurveillance et d’acquisition des données (SCADA) des producteurs pour mettre en œuvre des solutions à base d’automates et gérer la capacité d’accueil amont, pour améliorer la gestion du plan de tension (des travaux de recherche sont en cours sur des dispositifs de gestion de la tension par action sur la puissance réactive de plusieurs installations de production, et/ou réglage de la tension au poste source permettant de maintenir l’injection de puissance active dans des situations de faible consommation locale afin d’augmenter la capacité d’accueil du réseau HTA).


Source : ERDF

Si les réseaux moyenne tension sont donc déjà fortement automatisés, aujourd’hui, les réseaux électriques basse tension sont très peu instrumentés. Pourtant, ils seront demain au cœur de l’équilibre local. Il faut donc développer les Smart grids en basse tension. Le compteur évolué Linky constitue la première brique de ce développement. Il permettra d’améliorer l’observabilité de la basse tension et d’optimiser les solutions de raccordement. Linky constituera également le premier maillon nécessaire d’une gestion coordonnée plus flexible de la charge et de la production en BT.


Source : ERDF

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.

En outre, la multiplication des moyens d’injection et d’effacement met en danger le réseau local lorsque les ajustements et leurs conséquences ne sont pas maîtrisés. C’est pourquoi, afin de répondre à l’ambition de développement des ENR, il est indispensable que le distributeur soit en mesure d’optimiser les flux.

Le distributeur a toujours été responsable de la continuité d'alimentation et de la sécurité du réseau. Il fait évoluer ses méthodes et ses outils pour continuer, dans un contexte énergétique qui évolue rapidement, à accomplir cette mission en gérant, au profit de tous les utilisateurs et de façon neutre et transparente, les flux et les équilibres.


Source : ERDF


Gilles Galléan
5 juillet 2011


Gilles Galléan est le Directeur technique d’ERDF.
Diplômé de l’Ecole Centrale de Lille, il a effectué toute sa carrière au sein des activités du distributeur.
Il a été notamment directeur de la distribution en Alsace puis à Lyon.
Il était précédemment Directeur Régional de Manche Mer du Nord.




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