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Interview de Benoît Robyns (HEI/L2EP) :

Pouvez-vous nous expliquer quelles sont les problématiques liées à l’intégration des énergies de sources renouvelables sur les réseaux électriques ?

La première problématique concerne la difficulté de prévision de la production. Pour l’éolien, l’incertitude sur les prévisions de la vitesse du vent induit une incertitude sur la production des fermes éoliennes. Les prévisions à 24h sont généralement satisfaisantes en ce qui concerne l’amplitude, mais elles présentent une incertitude sur le moment où ce niveau de production sera atteint. Les prévisions à plus long terme (72h) sont beaucoup plus incertaines. Ce problème concerne également la production photovoltaïque, dont la prévision précise est particulièrement difficile en périodes nuageuses.

Figure 1. Puissance électrique générée par une éolienne de 1,5 MW sur 10h

Source : Laborelec

Figure 2. Profil de puissance générée par de panneaux photovoltaïques lors d’une journée ensoleillée avec nuages

Source : AUCHAN

Un deuxième problème réside dans la capacité d’accueil limitée (capacité des lignes et des postes) de nouvelles sources de production par le réseau. Cette limitation peut constituer, dans le cas de l’éolien, un problème particulièrement aigu, car les lieux de production (sites ventés) sont souvent éloignés des lieux de consommation. Elle concerne également le photovoltaïque, l’hydraulique et la cogénération ; cette dernière dépendant de consommateurs de chaleur à une distance raisonnable de la centrale (quelques kilomètres). L’adaptation et le renforcement des réseaux peuvent concerner les postes HTA-HTB (interface entre la moyenne et la haute tension), suite au développement de la production décentralisée dans le réseau de distribution (modification des protections, augmentation de la puissance de court-circuit, etc.), mais aussi les lignes. Afin d’éviter la congestion des lignes de transport et d’assurer la sécurité du réseau, de nouvelles lignes de transport et de distribution devraient être construites, en particulier aux interconnexions entre les réseaux gérés par des gestionnaires différents. Il faut cependant noter que le délai de renforcement d’un poste peut atteindre 5 ans et le délai de construction d’une nouvelle ligne peut atteindre 10 ans et faire l’objet d’oppositions importantes de la part des populations.

Le problème majeur associé aux énergies de sources renouvelables et décentralisées est qu’elles ne participent en général pas aux services système (réglage de la tension, de la fréquence, démarrage en autonome ou black start, possibilité de fonctionner en îlotage,…). Elles se comportent donc comme des générateurs « passifs » du point de vue de la gestion du système électrique. Les réglages de la tension et de la fréquence sont, dès lors, reportés sur les alternateurs classiques des centrales thermiques, des grandes centrales hydrauliques,…. Le taux de pénétration de cette production, c’est-à-dire la puissance qu’elle génère par rapport à la puissance consommée à chaque instant, doit alors être limité afin de pouvoir garantir la stabilité du réseau dans des conditions acceptables. Ceci est particulièrement vrai pour les énergies renouvelables dont la source primaire est difficilement prévisible et très fluctuante. Par exemple, le taux de pénétration des énergies renouvelables aléatoires (éolien et photovotaïque) est actuellement limité à 30 % de la puissance consommée dans les réseaux îliens français.

Le fait que la production décentralisée soit fortement sensible aux perturbations « réseau », tels que les creux de tension ou les variations de fréquence, entraîne souvent une déconnexion de l’installation de production lors d’un incident sur le réseau. Cette déconnexion peut aggraver un déséquilibre production-consommation et, par effet « domino », accélérer la survenue d’un incident majeur sur le réseau. Afin d’éviter un déclenchement simultané de toute ou partie de la production éolienne sur un défaut normalement éliminé, il est demandé, depuis quelques années, aux éoliennes de pouvoir rester connectées au réseau en cas de baisse de tension et de variation de fréquence suivant des contraintes pouvant varier d’un opérateur à l’autre.

La possibilité de fonctionner en îlotage permettrait à la production décentralisée de continuer à alimenter des consommateurs isolés du réseau suite à un défaut sur celui-ci, et ainsi à limiter le nombre de clients affecté par ce défaut. L’îlotage reste cependant interdit actuellement pour des raisons de sécurité des personnes et du matériel. Permettre l’îlotage nécessiterait de revoir les stratégies de contrôle-commande de ces productions, lorsque la source primaire est aléatoire, voire d’ajouter des systèmes de stockage de l’énergie électrique, et pourrait également nécessiter de revoir la structure des réseaux de distribution.

Quelles sont les solutions à envisager pour accueillir davantage d’EnR ?

Pour augmenter considérablement le taux de pénétration des énergies renouvelables à l’avenir, trois types d’évolution seront nécessaires impliquant des actions au niveau des sources, des réseaux et des consommateurs.

Les interactions entre ces différentes composantes du système nécessiteront un certain degré de coordination, posant la question du degré de décentralisation effectivement souhaitable ou acceptable et de la nécessité d’un système de communication entre ces composantes. Ces problématiques intègrent, en plus des aspects technologiques, des aspects économiques et sociologiques.

Actions au niveau des sources

Augmenter le taux de pénétration des unités de production décentralisées sera donc possible si ce type de source :

  • participe à la gestion du réseau (services système, dispatchabilité) ;
  • peut fonctionner en îlotage ;
  • présente une disponibilité accrue et fiabilisée, malgré l’imprévisibilité de la source primaire d’énergie lorsqu’il s’agit d’énergie renouvelable.

Il est envisageable d’atteindre ces objectifs :

  • en utilisant les possibilités offertes par l’électronique de puissance ;
  • en développant de nouvelles stratégies de commande et de supervision ;
  • en imaginant des structures adaptées de productions décentralisées ;
  • en développant le stockage d’énergie à court et à long termes ;
  • en développant les systèmes multi-sources avec une gestion intégrée et optimisée de l’énergie.

L’avenir du développement de la production renouvelable décentralisée sera conditionné par la participation aux services système de cette production :

  • la participation au réglage de la tension en absorbant ou en injectant de la puissance réactive tend à se développer, car elle est actuellement imposée, dans certaines conditions, par des arrêtés ;
  • la participation au réglage de la fréquence en adaptant la puissance active générée est possible dans le cas d’unités de production constituées d’un alternateur synchrone directement couplé au réseau, comme dans les centrales classiques (y compris le grand hydraulique). Cette situation se rencontre fréquemment dans les systèmes de cogénération, mais la participation au réglage de la fréquence n’est cependant pas la règle, car les puissances électriques mises en jeu sont rarement significatives (à l’échelle du réseau européen) ;
  • dans le cas d’unités de production connectées au réseau via des convertisseurs électroniques de puissance (éolienne moderne de grande puissance, photovoltaïque, turbine à gaz), la participation au réglage de la fréquence comme dans les centrales classiques n’est pas immédiat. En effet, le réglage primaire de la fréquence dans les centrales classiques est basé sur le lien naturel existant entre les variations de puissance active générées par un alternateur et sa vitesse de rotation déterminant la fréquence des tensions et courants générés. Un tel lien n’existe évidemment pas lorsque la puissance est contrôlée via un convertisseur électronique de puissance puisque la fréquence de fonctionnement de ce convertisseur est déterminée par la commande. Il reste donc, pour associer ce type de moyen de production au réglage fréquence/puissance, à définir des stratégies de commande de l’ensemble «générateur classique+ convertisseurs» permettant de coordonner une multitude de petits moyens de production. Tant que la puissance cumulée de ces moyens de production reste faible par rapport à la puissance totale installée, ce réglage fréquence/puissance ne présente que peu d’intérêt. En revanche, il devient crucial en cas de fort taux de pénétration. Le cas se pose déjà sur certains sites isolés (îles par exemple).

La figure 3 illustre l’approche multi sources en considérant une combinaison d’éolien avec une source prévisible (groupe diesel, micro turbine à gaz,..) et du stockage à court terme (supercondensateur ou volant d’inertie) et du stockage à long terme (batteries, stockage hydraulique,…). Cet ensemble, aussi appelé centrale virtuelle, permet de suivre une consigne de puissance globale (assurée par l’ensemble des éléments de la centrale grâce à une gestion adaptée de ces éléments) à générer sur le réseau électrique (courbe en rouge) et de participer au réglage primaire de fréquence (variation rapide de la courbe en rouge), et ce malgré les fluctuations importantes de la puissance éolienne (courbe en bleu).

Figure 3. Puissance électrique générée par une centrale multi sources (en rouge) intégrant des sources éoliennes (en bleu)

Source : Etude L2EP-Suez Tractebel

Actions au niveau des réseaux

La gestion des congestions, c'est-à-dire des lignes de transport de l’électricité transitant leur puissance maximale, est primordiale pour garantir la sûreté du système électrique et la sécurité des personnes. Les congestions peuvent être dues à un report de charge lors d’un déclenchement d’ouvrage (lignes, transformateurs,..), de groupe de production ou à une évolution de la consommation et de la production de sources nouvelles difficilement prévisibles. Pour gérer les congestions, les gestionnaires du réseau ont mis en place différentes mesures, mais celles-ci peuvent être amenées à évoluer afin d’intégrer en temps réel des productions renouvelables difficilement prévisibles.

Pendant plus d’un siècle, la gestion des réseaux a été fondée sur une approche centralisée faisant appel à des moyens de communication limités, en particulier dans les réseaux de distribution. La mise en œuvre et l’utilisation des nouvelles technologies de la communication associées à des moyens de gestion avancés va accroître le niveau d’intelligence des réseaux (Smart grids) et contribuera à un accroissement sécurisé du taux de pénétration des productions aléatoires, tout en augmentant l’efficacité énergétique de ces réseaux.

Le niveau d’intelligence du système et des réseaux comprend deux facettes. La première facette correspond au déploiement, sur les réseaux de transport et de distribution, d’un réseau de télécommunication, de dispositifs et d’équipements autorisant une hausse du degré de télé-contrôle et d’automatisation de la conduite des réseaux. La seconde facette intègre une gestion avancée de la production (centralisée et décentralisée) et de la charge, se traduisant notamment par le développement de nouveaux produits et services par les producteurs et les fournisseurs à destination du gestionnaire de réseau et du consommateur final.

De nouvelles architectures de réseaux telles que les architectures en grappe (Micro grids) permettraient l’accroissement de l’efficacité, de la sécurité et de la disponibilité des réseaux électriques. Ce type d’architecture consiste à regrouper les différents producteurs et consommateurs autour d'un réseau moyenne tension pouvant fonctionner en îlotage par rapport au reste du réseau. Ce système est donc composé d'unités de production décentralisée d'énergie renouvelable, d’unités de production décentralisée conventionnelles et éventuellement d'unités de stockage, le tout étant connecté à un réseau de distribution externe qui permet l'appoint ou l'évacuation d'énergie. Ce type d’architecture pourrait se construire à partir d’une réorganisation des réseaux de distribution actuels. Une grappe pourrait être constituée par un ou plusieurs bâtiments (commerciaux, de bureaux, usines, etc.) ou encore d’un quartier d’habitation.

Le stockage de l’énergie permet de compenser les variations aléatoires de la production d’origine renouvelable afin d’assurer un niveau de puissance disponible. Ce stockage peut apporter différents services qui seront dépendants de son positionnement dans les réseaux électriques. Deux voies de développement du stockage dans les réseaux électriques peuvent être distinguées :

  • adossés aux grandes unités de productions intermittentes (par exemple, le stockage hydraulique associé à de l’éolien connecté sur le réseau de transport),
  • diffus, c'est-à-dire réparti dans le réseau de distribution par exemple.

Pour rendre le stockage rentable, une approche consiste à mutualiser les services que peut apporter un système de stockage auprès de différents acteurs (gestionnaires de réseaux, producteurs, consommateurs, etc.).

Actions au niveau des consommateurs

La maîtrise de la demande d’énergie permettra un usage plus efficace des réseaux électriques, mais aussi dans certains cas une meilleure adéquation entre la consommation et les caractéristiques de production des sources décentralisées. La maîtrise de la demande d’énergie a pour objectif de décaler dans le temps la consommation de certaines charges au moment où la production à base d’énergies renouvelables est disponible, de préférence localement, mais aussi d’organiser la consommation horaire afin de mieux utiliser le réseau électrique, en évitant par exemple la congestion de certaines lignes du réseau.

En France, les bâtiments absorbent 43 % de l’énergie consommée. Il existe donc un enjeu important visant à réduire la consommation des bâtiments afin d’obtenir des bâtiments à consommation zéro ou à énergie positive. Le terme « bâtiment à énergie positive » doit être entendu comme un bâtiment, qui sur l’ensemble de l’année, a une consommation d’énergie inférieure à sa production. Néanmoins, les bâtiments à énergie positive peuvent ponctuellement avoir une consommation supérieure à la production et doivent donc recourir au réseau pour maintenir un équilibre offre - demande à l’échelle du bâtiment. Cet objectif de bâtiment à énergie positive nécessitera, entre autre, une intégration massive d’énergies renouvelables dans ces bâtiments, l’appoint du stockage d’énergie et une gestion « intelligente » de l’énergie.

Une étude en cours au sein du L2EP en partenariat avec le Groupe Auchan et l’ADEME a permis d’estimer les gains en émissions de CO2, mais aussi financiers, de l’intégration de panneaux photovoltaïques et de systèmes de stockage de l’énergie au sein d’un hypermarché. La figure ci-dessous illustre les émissions de CO2 induites par la consommation d’énergie électrique durant une semaine sans et avec systèmes photovoltaïque et de stockage. Le gain global est de 26 %, même si les émissions de CO2 sont plus importantes la nuit dans le deuxième cas. Ceci s’explique par le fait que l’électricité étant moins chère la nuit, il peut être intéressant de la stocker. La facture d’électricité sur une semaine est ainsi réduite de 30 %.

Figure 4. Emissions de CO2 induite par la consommation d’énergie électrique durant une semaine sans et avec systèmes photovoltaïque et de stockage, dans un hypermarché

Source : Etude L2EP-Auchan-ADEME

Le basculement massif du parc de véhicules thermiques particuliers vers des véhicules hybrides rechargeables et/ou totalement électriques aura un impact important sur les réseaux électriques. Ces véhicules constituent des charges particulières dont la recharge pourrait être maîtrisée en tenant compte de l’état de charge du réseau, de la rapidité nécessaire de la recharge et de la disponibilité des sources de production renouvelables décentralisées. Ces véhicules seront des charges, mais aussi des systèmes de stockage, dont la gestion couplée avec celle des bâtiments à énergie positive apparaît pertinente pour l’avenir.

En quoi consistent les recherches que vous menez sur l’intégration des EnR dans les réseaux électriques ?

Les travaux de l’équipe RÉSEAUX du L2EP portent sur l’optimisation énergétique et l’accroissement de la fiabilité des réseaux de tout type (terrestre, offshore, embarqué, habitat, ferroviaire,…), en vue de répondre aux objectifs suivants :

  • accroissement important des sources décentralisées, aux conditions de fonctionnement irrégulières ;
  • accroissement des exigences en termes d’efficacité énergétique et de fiabilité de la fourniture d’énergie électrique ;
  • exigence future d’intégration « naturelle » dans le marché de l’électricité des énergies renouvelables et de la cogénération ;
  • maîtrise de la demande d’énergie électrique.

Plus particulièrement, les travaux portent sur la gestion optimisée des réseaux via le développement :

  • de méthodes de supervision, d’optimisation et de planification ;
  • d’approches multi-sources ;
  • de l’évaluation de l’apport de systèmes de stockage de l’énergie ;
  • d’architecture des réseaux (Micro grids) ;
  • d’intégration de systèmes de communication (en partenariat) ;
  • d’analyses technico-économiques et de marché de l’électricité (en partenariat).

Des projets ont récemment démarré sur le développement de réseaux continus (HVDC) pour des fermes éoliennes offshores et leur raccordement au réseau de transport, sur le développement d’approches aléatoires de planification de réseaux intégrant des productions intermittentes, sur l’intégration des véhicules électriques dans des réseaux de distribution ruraux et périurbains intégrant des énergies renouvelables, sur la gestion énergétique avancée de bâtiments commerciaux ou tertiaires intégrant du photovoltaïque ou sur la gestion de réseaux ferroviaires intégrant des sources renouvelables.

L’équipe RÉSEAUX développe également des méthodologies d’expérimentation adaptées aux problématiques « réseaux » grâce à la plateforme Énergies Réparties. À ce jour, elle regroupe des dispositifs de différentes natures : des sources de production (une centrale photovoltaïque de 18 kWc), des dispositifs de stockage d’énergie, des charges ainsi que des dispositifs d’émulation statique ou dynamique de différentes natures permettant de reproduire en laboratoire les comportements électrique et mécanique de dispositifs réels (émulateurs éolien, hydraulique, etc…) Elle intègre également des simulateurs temps réels au cœur de son système (Hypersim et Opal-RT). Ceux-ci peuvent s’interfacer avec des équipements réels au travers d’amplificateurs de puissance. Les perspectives de simulation et d’émulation de réseaux deviennent alors quasiment illimitées.


Benoît Robyns
5 juillet 2011


Benoît Robyns est diplômé ingénieur civil électricien et docteur de l’Université Catholique de Louvain respectivement en 1987 et 1993. En 2000, il obtient le diplôme d’Habilité à Diriger des Recherches de l’Université des Sciences et Technologies de Lille.
Il est actuellement Directeur de la Recherche de l’Ecole des Hautes Etudes d’Ingénieur de Lille (HEI), et Responsable de l’Equipe RESEAUX du Laboratoire d’Electrotechnique et d’Electronique de Puissance de Lille (L2EP). Il est auteur ou co-auteur de 150 publications scientifiques et d’un livre.



Le Laboratoire d’Électrotechnique et d’Électronique de Puissance de Lille (L2EP) fédère les chercheurs en Génie Électrique de la Région Lilloise. Il est porté par quatre établissements d’enseignement supérieur : l’Université Lille 1 Sciences et Technologies, l’École Centrale de Lille, l’École Nationale Supérieure des Arts et Métiers et l’École des Hautes Études d’Ingénieur. Le L2EP regroupe une trentaine de chercheurs permanents, une quarantaine de doctorants et une dizaine de post-doctorants organisés en cinq équipes : Électronique de Puissance, Commande, Réseaux, Modélisation et Optimisation.

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