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Réserve primaire : l’intérêt des moyens rapides et l’exemple nord-américain de la « distance »

Une nouvelle organisation de la réserve primaire pour le soutien de la fréquence en France pourrait se fonder sur des moyens rapides comme le stockage d’énergie. L’optimisation du système permise par ces moyens permettrait, à enveloppe financière de contractualisation inchangée, de mettre à disposition potentiellement plusieurs dizaines de millions d’euros par an pour le déploiement de projets de stockage en France. Les récentes évolutions en cours aux États-Unis peuvent servir de fondement à la réflexion

Le fonctionnement du réglage de la fréquence

Les déséquilibres entre la production et la consommation d’électricité en temps réel se traduisent par des variations de la fréquence du réseau. La fréquence d’un réseau interconnecté de transport est la même en tout point du réseau (50 Hz en France et en Europe). Lorsque la consommation tend à excéder la production d’électricité, les machines synchrones ralentissent, entrainant une baisse de la fréquence sur le réseau. Lorsqu’une unité de production tombe en panne, on observe, également, une baisse de la fréquence. Dans le cas inverse où la production tend à excéder la consommation d’électricité, la fréquence augmente.

Des mécanismes de régulation automatiques sont mis en place afin de maintenir la fréquence dans une zone acceptable (± 0,5 Hz autour de 50 Hz) et éviter les délestages ou les blackouts. Ainsi, le gestionnaire du réseau de transport (RTE en France) contractualise auprès des producteurs une réserve de puissance active qui peut être mobilisée à tout moment pour ramener le système à l’équilibre. Il s’agit, d’une part, de la réserve primaire permettant de contenir, en quelques secondes, les déviations de fréquence et, d’autre part, de la réserve secondaire permettant de ramener la fréquence à son niveau nominal en quelques minutes. La réserve tertiaire permet de régler des écarts de plus long terme (de dizaines de minutes à plusieurs heures), pour se substituer à la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou n’est pas suffisante pour faire face à un nouveau déséquilibre, mais aussi pour se substituer aux réserves primaire et secondaire ou anticiper un déséquilibre à venir.


Figure 1 : Principe de régulation de la fréquence par la réserve primaire et secondaire

En France, les producteurs d’énergie ont l’obligation de garder une partie de la puissance disponible de leurs groupes de production thermiques et hydrauliques pour la régulation de fréquence (groupe de production > 40 MW pour la réserve primaire et > 120 MW pour la réserve secondaire). Ce service obligatoire est rémunéré à un prix fixé par contrat bilatéral (8,48 €/MW/½h pour la réserve primaire). Les centrales thermiques conventionnelles appellées « moyens lents » sont-elles optimales pour réguler une fréquence qui varie brusquement comme illustré sur la figure 2 ? Des moyens plus rapides comme les volants d’inertie ou les batteries (temps d’activation inférieur à la seconde) permettraient-ils une meilleure réponse à la déviation de fréquence ? La rémunération à la distance (« mileage » en anglais) mise en place aux États-Unis apporte des éléments de réponse.


Figure 2 : Schéma de la variation de fréquence autour de la valeur cible (Hz)

Un nouveau concept apparu aux États-Unis : la rémunération au kilométrage

La rémunération à la distance vise à quantifier le service de régulation de fréquence effectivement fourni au réseau.

Une fois que des capacités ont été réservées par le gestionnaire de réseau, elles peuvent être activées pour fournir ou soutirer de l’énergie sur le réseau. Dans cette logique, deux capacités de 1 MW participant à la réserve primaire reçoivent la même rémunération indépendamment de leur rapidité de réponse à des variations de fréquence.

Au vu de la rapidité de ces variations de fréquence, la question de l’efficience d’une telle organisation se pose. Les figures 3 et 4 représentent schématiquement la réponse en puissance de deux fournisseurs de réserve primaire. Sur la figure 3 est présentée la réponse d’un moyen rapide et sur la figure 4 celle d’un moyen lent. Avec la même capacité réservée par le gestionnaire de réseau, ces deux participants à la réserve primaire reçoivent la même rémunération de leur gestionnaire de réseau.

Figure 3 : Energie fournie par un moyen rapide de régulation de la fréquence

Figure 4 : Energie fournie par un moyen lent de régulation de la fréquence

Cependant, les variations de fréquence ayant des constantes de temps courtes (voir figure 2), une unité plus rapide comme présentée figure 3 sera plus à même de suivre précisément ce signal et, donc, d’en limiter les trop grandes déviations par rapport à la valeur d’équilibre de 50 Hz.

C’est un tel raisonnement qui a poussé le régulateur américain – la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) – à introduire, dans les codes de réseau, le concept de « mileage » ou « distance ». Selon ce principe, une composante supplémentaire est ajoutée à la rémunération de la régulation de fréquence : en plus d’une rémunération de la puissance disponible similaire à celle offerte en France, une rémunération à la « distance » est proposée. Au titre de cette rémunération, on mesure la « longueur en mégawatt » de la réponse en puissance des actifs participant à la réserve de fréquence. Sur la figure 5, cette longueur est figurée par une ligne verte. Ainsi, un moyen rapide, comme celui présenté sur les figures 3 et 5, offre plus de distance qu’un moyen lent comme celui présenté figure 4, et bénéficie, donc, d’une rémunération plus importante au titre du terme de distance.

La rémunération à la distance est introduite en ce moment même sur les plus grands réseaux américains, à commencer par le réseau de PJM depuis le 1er octobre 2012, puis par le réseau de New-York en janvier 2013. La Californie doit adopter ce système en mai 2013.


Figure 5 : Principe de mesure du kilométrage pour la rémunération au « mileage »

Un impact positif sur le système électrique … et sur l’industrie française

Repenser le mode de rémunération de la réserve primaire ne devrait être fait que si, au-delà de l’organisation contractuelle, une telle refonte peut permettre de renforcer la sécurité d’approvisionnement et améliorer l’efficacité économique. Les quelques éléments disponibles aujourd’hui semblent clairement aller dans cette direction.

Assurer la réserve primaire a aujourd’hui un coût pour le réseau (environ 100 millions d’euros par an en France) car elle représente environ 650 MW qui sont réservés et rémunérés. Si ces mégawatts étaient remplacés par des mégawatts de moyens rapides, alors le besoin total en mégawatts pourrait être vraisemblablement inférieur. Par exemple, le Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) estime qu’utiliser des réserves rapides pour la régulation de fréquence permettrait de réduire de 40 % les réserves nécessaires au gestionnaire de réseau californien (Assessing the Value of Regulation based on their Time Response Characteristics, PNNL, June 2008). De plus, les évolutions récentes des besoins de réserve dans les réseaux de PJM et de New-York semblent déjà confirmer ces prédictions.

L’intérêt de la prise en compte de la rapidité dans la réserve primaire est qu’un cercle vertueux peut être créé. La performance supérieure de ces moyens rapides par rapport aux moyens conventionnels, tels que les centrales thermiques, pourrait permettre de stabiliser le réseau avec moins de mégawatts réservés pour la régulation de fréquence.

La prise en compte de la rapidité dans la fourniture de réserve rapide est une opportunité industrielle pour la France. En effet, pouvoir diminuer le nombre de mégawatts dédiés à la réserve primaire permettrait, à enveloppe financière constante, d’augmenter la rémunération des mégawatts restant fournis par des moyens rapides – c’est-à-dire notamment des systèmes de stockage d’énergie. Ainsi, il devient possible d’accroître la rentabilité du stockage d’énergie sur le sol français et de libérer potentiellement plusieurs dizaines de millions d’euros par an pour développer des actifs industriels, encourageant le développement d’une filière nationale innovante sans subvention directe.

Selon Clean Horizon, en particulier dans le cadre des discussions actuelles menées par RTE, il convient d’étudier en détail les modalités de participation et de rémunération des actifs flexibles tels que le stockage d’énergie dans le cadre des contrats de services système. L’enjeu est la mise à disposition rapide de plusieurs dizaines de millions d’euros pour une filière innovante dont de nombreux acteurs sont présents sur le sol français.

En effet, avec un développement fort de la filière stockage, il apparaît important de créer un contexte favorable à cette industrie en France : mettre à disposition plusieurs dizaine de millions d’euros pour cette filière sans aucun coût additionnel pour le contribuable, les producteurs ou consommateurs d’énergie, devrait constituer une opportunité à considérer avec intérêt.



Clean Horizon est une société de conseil spécialisée sur le stockage d’énergie.



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