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Les technologies de Smart grids : une réponse pour faciliter l’intégration des EnR sur les réseaux électriques

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 10 %, 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.

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, le pilotage et la flexibilité, les Smart grids permettront de mieux gérer l’intermittence des énergies renouvelables.

Développer l’observabilité et la prévisibilité

Les instruments de mesure

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.

Un grand nombre de données sont prises en compte : la topologie du réseau, les mesures de la tension, de la puissance sur le réseau, les principaux usages des clients, les courbes de charges individuelles de consommation et de production et les données de stockage de l’énergie.

Les objectifs de cette observation sont multiples : prendre en compte la production décentralisée pour la téléconduite et la supervision du réseau, surveiller la qualité de fourniture, gérer activement la demande, mieux prévoir le dimensionnement du réseau.


Source : EDF R&D

Les instruments de prévision

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 adapte des outils d’exploitation, qui visent à disposer de modèles de suivi et de prévision de la production intermittente. Il a ainsi créé le dispositif IPES - Insertion de la production éolienne dans le système. IPES est un outil d’observation et de surveillance en temps réel des flux de production éolienne et photovoltaïque sur le système électrique français. Il héberge un modèle de prévision de la production éolienne déjà opérationnel depuis novembre 2009. En 2012, il intégrera un modèle de prévision de la production photovoltaïque ;

REE - Red Eléctrica de España (gestionnaire du réseau de transport espagnol) a ouvert un centre de contrôle des énergies renouvelables, le Cecre, qui mesure et contrôle l’ensemble des énergies renouvelables raccordées aux réseaux afin d’intégrer la plus grande quantité possible d’électricité renouvelable tout en préservant la stabilité et la sécurité du système électrique. Le Cecre est basé au centre de contrôle de Red Electrica. Sur ses écrans s’affichent la production en temps réel des parcs éoliens, des centrales solaires thermodynamiques, du photovoltaïque et des unités de cogénération. 23 centres de contrôle des installations de production répartis sur le territoire envoient toutes les 12 secondes leurs informations au Cecre. Ces informations concernent l’état du réseau, la production et la tension au point de connexion. En cas de surtension ou d’impossibilité d’accepter la production éolienne, le Cecre émet l’ordre de ralentir ou de déconnecter certaines unités de production. Afin d’anticiper les incidents possibles pouvant provenir des installations de production, tels que des perturbations provenant des déconnexions subites d’éoliennes, le Cecre dispose de logiciels d’analyse des scénarios en cours permettant d’anticiper les moyens de sécurité à mettre en œuvre.

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.

Pour en savoir plus :

Interview de RTE sur IPES
Interview de Steria sur le rôle de la météorologie pour la prévision de la production d’énergies renouvelables

Développer le pilotage et le contrôle

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. Ils permettent notamment :

  • le contrôle et le pilotage de la puissance active pour résoudre les problèmes d’équilibre du système et le contrôle et le pilotage de la puissance réactive pour résoudre les problèmes de tension locaux ;
  • le contrôle et le pilotage à travers de nouvelles fonctions d’automatisation centralisée utilisant le pilotage de la production décentralisée et le contrôle local des petites installations de production décentralisées.

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, reconfiguration en régime normal), voire d’agréger les productions décentralisées à travers une « centrale virtuelle » locale. Il faut alors concevoir des infrastructures de communication et de gestion des données pour intégrer la production décentralisée dans la conduite du système.

Les centrales virtuelles

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.

Elle représente une forme de coopérative associant des producteurs (en principe des petits producteurs indépendants) et mettant en commun les différentes sources d'énergie disponibles afin de jouer sur le foisonnement de ces sources multiples et de compenser la variabilité inhérente à certaines EnR.

La centrale virtuelle est un ordinateur doté du logiciel de contrôle de réseau. Elle reçoit en temps réel par téléphone ou internet des informations sur le taux d'utilisation des sources d'énergies disponibles, la demande instantanée en énergie, l'état du système de distribution, le calcul du coût de production de chaque source d'énergie, des données météorologiques.

En fonction de ces informations, le logiciel détermine le coût optimal de la production électrique et les priorités d'utilisation de cette production. Il peut également fournir des prévisions à court terme et aider le fournisseur d’électricité et le gestionnaire de réseau à se préparer aux pointes de consommation.

La coordination des flux d’électricité sur les réseaux locaux et interrégionaux permet également une diminution des pertes sur les réseaux électriques dues aux phénomènes de congestion du réseau.

Pour en savoir plus :

Interview de Rhônalpenergy sur les centrales virtuelles

La gestion de la demande

L’une des finalités des réseaux électriques intelligents est de rendre les consommateurs plus réactifs à la situation du marché de gros de l’électricité, notamment en réduisant leur demande (ou en augmentant la production décentralisée située à proximité immédiate) lorsque l’équilibre entre l’offre et la demande est difficile à atteindre sur le marché de gros en raison de la variabilité de la production d’énergie renouvelable.

La gestion de la demande (demand side management et demand response) permet, en incitant, par des signaux tarifaires, les utilisateurs des réseaux à limiter leur consommation en période de pointe et à la reporter 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.

Si la production d’électricité chute parce que la vitesse du vent est plus faible que prévu, il est possible de rééquilibrer l’offre et la demande en réduisant la demande. Il s’agit, en d’autres termes, d’inciter le client à moins consommer que prévu, en réponse à un signal qui peut être un changement de prix ou un message d’alerte. Les systèmes de gestion de la demande (appareils consommant en fonction du prix de détail de l’électricité - sèche-linge qui ne démarrent que lorsque le prix est bas -, dispositifs pilotés directement par le fournisseur d’électricité - et qui, par exemple, modifient le réglage du thermostat sur les climatiseurs - ou petits moyens de production ou de stockage, tels que des batteries de véhicules électriques) qui peuvent être mobilisés en période de pointe permettent que la qualité du réseau ne pâtisse pas de l’insertion d’une part croissante de production intermittente.

Diverses formules de tarification horosaisonnière existent depuis de nombreuses années, mais l’idéal serait que les clients disposent d’une tarification dite dynamique, avec un prix de l’électricité qui varie non seulement en fonction de l’équilibre offre-demande global mais aussi de l’équilibre local. Des tarifs d’accès aux réseaux variant selon la réalité des contraintes physiques des ouvrages permettraient d’augmenter le seuil à partir duquel la production décentralisée nécessite des investissements de réseau. L’obstacle principal à la mise en œuvre à court terme de tels dispositifs tarifaires est l’ampleur des investissements en systèmes d’information nécessaires à la mesure des contraintes en tous points du réseau, à la transmission des données de mesure, à leur traitement et au pilotage des compteurs en temps réel. Il existe également une forte incertitude quant au degré de réponse des consommateurs d’électricité à une variation en temps réel des prix.

Développer la flexibilité

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.

L’Agence internationale de l’énergie applique la méthode FAST (évaluation de la flexibilité), en quatre étapes :

  • identification des ressources en flexibilité (les centrales effaçables, la gestion de la demande, le stockage et les interconnexions avec les systèmes voisins) ;
  • évaluation du nombre de ressources disponibles pour l’équilibrage, en d’autres termes, des contraintes (saisonnalité des lâchers d’eau des barrages, par exemple) ;
  • évaluation des besoins en flexibilité nette ;
  • comparaison des besoins et des ressources en flexibilité.

Au besoin, on optimise la disponibilité des ressources ou on déploie des ressources supplémentaires.

Le stockage de masse

Face à la multiplication des installations de production d’énergie intermittente, la question de l’équilibre du réseau est de plus en plus prégnante. Pour rendre le système électrique plus flexible face à l’intermittence des énergies renouvelables, le stockage de masse d’électricité apparaît comme une solution intéressante.

Les systèmes de stockage, décentralisés ou centralisés, permettront à des coûts acceptables de stocker et déstocker l’énergie électrique, d’aplanir les pics de consommation et donc d’intégrer une plus grande part d’énergie renouvelable aux réseaux électriques. Ils répondent à des commandes simples venant du gestionnaire du réseau de distribution qui utilise cette énergie pour mieux équilibrer demande et production.

Aujourd’hui, il existe deux technologies de stockage :

  • les batteries de nouvelle génération Lithium-Ion ou Sodium-Souffre : testées en laboratoire et sur des installations réelles, elles ont démontré leur excellente aptitude technique (rendement, durée de vie, sécurité, …) et un bon potentiel économique pour les applications envisagées ;
  • le stockage sous forme d’énergie mécanique :
    • les cavités sous-terraines (Compressed Air Energy Storage - CAES) : elles permettent de stocker l’électricité produite sous forme d’air comprimé. Deux installations existent aujourd’hui en Allemagne (290 MW) et aux Etats-Unis (110 MW) ;
    • les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) : les STEP sont des installations hydroélectriques qui puisent aux heures creuses de l’eau dans un bassin inferieur afin de remplir une retenue en amont (lac d’altitude). L’eau est ensuite turbinée aux heures de forte consommation. L’électricité de ces stations est appelée essentiellement en période de pointe. Les STEP interviennent en dernier recours notamment en raison du coût de l’eau à remonter (alimentation électrique). Elles représentent 99 % des capacités de stockage massif déployées dans le monde. Elles cumulent environ 120 GW (à comparer aux plus de 4 000 GW de capacités de génération installées dans le monde).

Fonctionnement d’une STEP

Source : Le Blog CoopEolienne

Le développement du stockage permettrait de réduire au maximum l’intermittence des énergies renouvelables, en lissant leur production grâce à des batteries tampons, afin d’injecter dans le réseau de l’électricité de manière plus régulière. Le stockage d’énergie renouvelable permettra également d’éviter de démarrer les moyens de production d’électricité fortement émetteurs de CO2 en période de pointe et d’éviter des coupures de courant intempestives. Les réseaux pourraient devenir « auto-cicatrisants ». Lorsqu’une panne est détectée assez vite par le réseau intelligent, celui-ci injecte de l’électricité stockée avant que la panne n’atteigne les consommateurs.

Le rôle des interconnexions

Développer l’interconnexion entre des pays soumis à des régimes de vent ou d’ensoleillement différents permettra de lisser la production globale et de pallier l’intermittence, conduisant donc à une meilleure intégration des EnR au réseau européen. En effet, il est peu probable que le vent s’arrête au même instant partout en Europe.

Dans ce cadre, la CRE soutient la poursuite du développement des mécanismes d’échanges transfrontaliers efficaces, notamment infrajournaliers et elle promeut la mise en place d’un couplage de marché entre la France et l’Espagne. Une capacité d’interconnexion France-Espagne suffisante et des mécanismes de gestion de l’interconnexion efficaces permettraient de profiter plus largement de la production éolienne espagnole.

Selon l’AIE, « il est primordial que les marchés soient les plus liquides possibles, pour permettre plus de flexibilité, donc plus de renouvelables ». Dans le même ordre d’idée, la taille du marché est un facteur pouvant fortement influer sur sa flexibilité. Les expériences en termes de couplage de marché « sont un grand pas en avant », note l’AIE. Cela contribue à rendre le marché plus liquide en partageant les ressources d’équilibrage, et à rendre plus disponible les outils de flexibilité.

L’intégration des énergies renouvelables dans le système électrique européen implique un grand défi : la coordination dans l’exploitation du réseau. En effet, le développement de l’éolien ou du photovoltaïque engendre de nouveaux types de flux sur le réseau de transport d’électricité européen (une modification de la vitesse du vent en Allemagne a des impacts sur les flux de toute l’Europe).

Il s’agit d’analyser la comptabilité avec les règles de sûreté du système, d’anticiper les risques de déséquilibre entre pays ou au sein d’une même zone et, ainsi, de coordonner les actions des différents gestionnaires de réseaux de transport européens pour garantir la sécurité d’approvisionnement électrique. C’est notamment pour développer cette coordination qu’a été mis en place Coreso fin 2008, centre de coordination commun au GRT français, belge, britannique, italien et de l’Est de l’Allemagne.

Vers une vision européenne du réseau de transport

L’intégration d’énergies intermittentes au réseau de transport sera facilitée par une utilisation efficace des interconnexions. La part croissante de ces énergies nécessitera des investissements importants afin de dimensionner et de remodeler le réseau de transport. La Direction générale Energie de la Commission européenne (DG ENER) estime ainsi à 140 milliards d’euros les investissements nécessaires sur la période 2010-2020.

Traditionnellement, le réseau électrique européen est considéré comme un ensemble de réseaux nationaux interconnectés entre eux. Le foisonnement de la production, de la consommation et des moyens de stockage au plan européen nécessite d’élaborer une vision commune de gestion du réseau et donc de renforcer la coopération en matière de planification, d’investissement et d’exploitation du réseau. Cette vision commune prend aujourd’hui corps à travers plusieurs initiatives :

  • la création de centres de coordination inter-GRT (Coreso),
  • l'élaboration du plan décennal d’investissement prévu par le troisième paquet législatif « énergie »,
  • la conception du plan modulaire pour un système paneuropéen d’autoroutes électriques (MoDPEHS) à horizon 2050 et la rédaction à venir du paquet législatif européen sur les infrastructures.

Un des chantiers prioritaires identifiés par la Commission européenne en matière de réseau de transport d’électricité est le développement d’un réseau maritime dans les mers du Nord. En effet, les mers du Nord représentent un potentiel important d’énergie éolienne : le développement d’une capacité de production de 38 GW est prévu à l’horizon 2020, et d’après la DG ENER, de 84 GW à l’horizon 2030. L’intégration de cette production au réseau nécessiterait une augmentation importante des capacités d’interconnexion entre les pays concernés. L’essentiel de ces interconnexions seraient offshore. De plus, l’acheminement de la production vers les centres de consommation nécessiterait le développement de connections maritimes. Cependant, il semblerait plus rationnel d’optimiser les différents investissements nécessaires pour intégrer la production en construisant d’un véritable réseau maritime.

En outre, le développement et l’exploitation de telles capacités posent de nombreuses questions, à la fois technologiques, régulatoires et juridiques, et économiques :

  • la technologie d’un tel réseau, à priori en courant continu, n’est pas encore au point ;
  • la définition des responsabilités de gestion, de planification et de régulation est compliquée car le réseau se situerait dans plusieurs eaux nationales ;
  • le statut juridique de ce réseau est encore flou car il abriterait à la fois des flux d’interconnexion et de raccordement. Cela pose donc la question de la régulation à appliquer ;
  • et la répartition équitable des coûts du développement d’un tel réseau (30 milliards d’euros d’après la DG ENER) est toujours à l’étude.

Dans ce cadre, l’initiative des pays des mers du Nord pour un réseau maritime (NSCOGI - initiative gouvernementale de dix pays entourant les mers du Nord) a été créée afin de trouver des réponses à ces différentes problématiques et d’assurer une optimisation du réseau sur le long terme. Ses conclusions sont attendues pour la fin de l’année 2012.

Cependant, les avantages d’un réseau en courant continu ne se limitent pas aux réseaux maritimes. Le développement d’un Super grid européen est étudié par plusieurs instances, dont MoDPEHS. Ce réseau permettrait l’acheminement de volumes importants d’énergie à travers l’Europe avec très peu de pertes et présenterait un avantage en termes de pilotage par rapport aux réseaux en courant alternatif.

Pour en savoir plus :

Dossier sur les Super grids

Des réseaux plus intelligents

Pour les installations de production d’énergies renouvelables raccordées en HTA, des dispositifs d’observabilité et de commande (Dispositifs d’échange d’informations d’exploitation - DEIE) à base d’automates sont mis en œuvre entre les centres de conduite d’ERDF et les systèmes de télésurveillance et d’acquisition des données (SCADA) des producteurs. Ces solutions permettent, notamment, d’attendre le renforcement des capacités d’accueil du réseau public de transport.

Concernant le 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.

La mise au point, l’expérimentation et le déploiement des compteurs Linky permettront une meilleure observabilité de la BT et ainsi l’optimisation des solutions de raccordement avec une meilleure compréhension du comportement en exploitation et en vraie grandeur de la production photovoltaïque. Linky constituera également le premier maillon nécessaire d’une gestion coordonnée plus flexible de la charge et de la production en BT (déclenchement d’usages en fonction des conditions de production et de réseau, etc.).

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