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Introduction : Contexte et enjeux du développement des EnR

Les enjeux climatiques incitent à développer des énergies de sources renouvelables

La diminution des ressources énergétiques fossiles et la hausse durable de leur prix, l’augmentation considérable des besoins en énergie, les difficultés d’approvisionnement, le poids du secteur énergétique dans les émissions de CO2 et la lutte contre le changement climatique imposent d’adapter les modes de production et de consommation d’énergie.

Par ailleurs, l’accident de Fukushima et ses conséquences ont conduit à une volonté de redéfinir les mix énergétiques dans de nombreux pays et notamment en Europe (l’Allemagne sortira du nucléaire d’ici 2022, l’Italie a dit non par référendum au retour du nucléaire et la Suisse a décidé une sortie progressive d’ici 2034). Face à cette situation, il est naturel de se demander quelle sera l’alternative à ces différentes énergies.

Il semble que les énergies renouvelables soient un des éléments de réponse à cette question. Les énergies renouvelables sont des énergies écologiques car faiblement émettrices de gaz à effet de serre. La production d’électricité se fait à partir d’énergie gratuite et renouvelable. L’exploitation des énergies renouvelables permet de fournir de l’électricité aux sites isolés et d’éviter la création de nouvelles lignes. Ce sont les raisons pour lesquelles la plupart des États font des énergies renouvelables une priorité de leur politique énergétique.

Ainsi, depuis une vingtaine d’années, la réglementation dans le domaine de l’énergie connaît de profondes évolutions. Au plan international, une convention « Climat » a été signée en juillet 1992 et le protocole de Kyoto en 1997, protocole dans lequel 35 pays industrialisés se sont engagés à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre entre 2008 et 2012. En décembre 2009 a également été signé l’accord de Copenhague.

Au plan européen, depuis 2007, l’Union européenne s’est fixé des objectifs ambitieux : une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) par rapport à 1990, voir 30 % en cas d’accord international, une amélioration de 20 % de l’efficacité énergétique et une part de 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale de l’UE. Afin d’atteindre ces objectifs, un paquet « Énergie-Climat » a été signé en 2008, dont l’un des textes principaux est la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 relative aux énergies renouvelables. Elle répartit l’effort entre les États membres en fixant des objectifs nationaux en matière d’utilisation des énergies renouvelables pour les transports, la production de chaleur et la production d’électricité, tout en mettant en avant les économies d’énergie et l’efficacité énergétique.

Carte des régions européennes de production d’énergie renouvelable

Source : OMA – The Observer

Au plan français, le gouvernement, en tant que responsable de la politique énergétique, fixe les objectifs de développement des énergies renouvelables. Il a fait de la prévention du changement climatique et de ses conséquences un des thèmes prioritaires du Grenelle de l’environnement. Ainsi, la loi Grenelle I prévoit que la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie doit atteindre 23 % à l’horizon 2020 en métropole et 50 % dans les départements d'outre-mer. En 2008, le ministre de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de l’Aménagement du territoire a transmis à la Commission européenne un plan national de développement des énergies renouvelables de la France. Ce plan comprend 50 mesures opérationnelles devant permettre d’atteindre les objectifs définis lors du Grenelle de l’environnement.


Source : Données 2010 – RTE cité par le SER

Le plan indique que l’atteinte de ces objectifs se traduit par une part d’énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité de 27 %. Cette part était de 14,6 % en 2011. Les objectifs de puissance installée par filière énergies renouvelables fixés par le ministre de l’énergie dans l’arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) pour la période 2009-2020 indiquent notamment que :

  • l’énergie radiative du soleil, en termes de puissance totale installée doit atteindre 5.400 MW au 31 décembre 2020,
  • les énergies éolienne et marine, en termes de puissance totale installée, doivent atteindre 25.000 MW au 31 décembre 2020, dont 19.000 MW à partir de l’énergie éolienne à terre et 6.000 MW à partir de l’énergie éolienne en mer et des autres énergies marines.

Pour en savoir plus :

Rapport au Parlement - Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité - Période 2009-2020
Plan d’action national en faveur des énergies renouvelables - Période 2009-2020

La multiplication des installations de production d’énergie renouvelable aura des effets notoires sur le système et les réseaux électriques

Selon un rapport du Groupe intergouvernemental d’experts de l’ONU sur l’évolution du climat (GIEC), les énergies renouvelables représenteront la plus grande partie de l’offre énergétique d’ici 2050. Le rapport estime qu’il est plus probable d’assister d’ici 2050 à une vraie montée en puissance des énergies renouvelables qu’à un scénario qui privilégierait le nucléaire et le captage et stockage de CO2. De manière générale, la majorité des scénarios montre une « augmentation substantielle », de trois à vingt fois, « du déploiement des énergies renouvelables d’ici 2030, 2050 et au-delà ». Le plus ambitieux des scénarios estime que les énergies renouvelables pourraient couvrir les 3/4 des besoins.

Aujourd’hui, les nouvelles installations de production d’électricité renouvelable représentent 62 % (soit 17 GW) de la puissance de l’ensemble des nouvelles installations de production construites en Europe en 2009. Cependant, malgré ce constat, la puissance renouvelable installée en Europe reste faible par rapport à la puissance totale installée (centrales nucléaires, centrales thermiques, etc). sur le sol européen.

La multiplication de ces installations aura des impacts notoires sur le système et les réseaux électriques. En effet, une partie de la production d’origine renouvelable est intermittente et peu ou pas pilotable alors que les réseaux électriques ont été conçus à l’origine pour acheminer l’électricité produite de façon centralisée dans un seul sens, de la production vers la consommation. L’injection de cette production implique désormais un fonctionnement bidirectionnel des réseaux électriques.

Le développement des énergies renouvelables décentralisées (éolien, photovoltaïque, petite cogénération, etc.) raccordées aux réseaux électriques va, donc, profondément modifier la structure, la planification et l’exploitation du système électrique. Dans un futur proche, les réseaux auront pour rôle non seulement de distribuer l’électricité produite, mais également de mutualiser l’ensemble des productions décentralisées.

Dans le même temps, les réseaux électriques doivent toujours remplir les objectifs fondamentaux qui leur ont été assignés. Ils doivent garantir la sécurité, la stabilité, la fiabilité, l’égalité d’accès et la qualité de l’alimentation et de service. Ces installations de production sont donc un véritable défi pour les gestionnaires de réseaux.

Dans ce cadre, les Smart grids apparaissent comme l’une des solutions possibles pour intégrer les énergies renouvelables tout en répondant aux objectifs fondamentaux assignés aux réseaux. Ils permettront de gérer le système électrique de manière réactive face à des énergies réparties et non prévisibles.

Présentation des énergies renouvelables électriques

1. L’éolien

Principe de fonctionnement

Une éolienne transforme l’énergie mécanique du vent en énergie électrique. Cette transformation se fait en plusieurs étapes.

La transformation de l’énergie par les pales

Les pales fonctionnent sur le principe d’une aile d’avion : la différence de pression entre les deux faces de la pale crée une force aérodynamique, mettant en mouvement le rotor par la transformation de l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique.

L’accélération du mouvement de rotation grâce au multiplicateur

Les pales tournent à une vitesse relativement lente, de l’ordre de 5 à 15 tours par minute, d’autant plus lente que l’éolienne est grande. La plupart des générateurs ont besoin de tourner à très grande vitesse (de 1.000 à 2.000 tours par minute) pour produire de l’électricité. C’est pourquoi le mouvement lent du rotor est accéléré par un multiplicateur. Certains types d’éoliennes n’en sont pas équipés, leur générateur est alors beaucoup plus gros et beaucoup plus lourd.

La production d’électricité par le générateur

L’énergie mécanique transmise par le multiplicateur est transformée en énergie électrique par le générateur (alternateur). Le rotor du générateur tourne à grande vitesse et produit de l’électricité à une tension d’environ 690 volts.

Le traitement de l’électricité par le convertisseur et le transformateur

Cette électricité ne peut pas être utilisée directement : elle est traitée grâce à un convertisseur, puis sa tension est élevée à 20.000 volts par un transformateur. L’électricité est alors acheminée à travers un câble enterré jusqu’à un poste de livraison, pour être injectée sur le réseau électrique.

Chiffres clés

Les éoliennes installées aujourd’hui sont généralement d’une puissance de 2 à 3 MW (éolien terrestre) voire de 5 à 6 MW (éolien offshore). Espacées de quelques centaines de mètres, ces éoliennes sont regroupées en parcs, atteignant des puissances d’une ou de plusieurs dizaines de MW.

Fin juin 2011, la capacité éolienne terrestre installée en France atteint près de 6.200 MW (source : RTE), et représente plus de 2 % du mix électrique.

Parmi les énergies renouvelables électriques, l’énergie éolienne est celle qui détient aujourd’hui le potentiel de développement le plus important. À cet égard, la PPI prévoit un développement soutenu du parc éolien français : 25.000 MW, dont 19.000 MW terrestres, sont prévus en France d’ici 2020 (représentant 10 % du mix électrique).

Caractéristiques de la production éolienne en France

Les éoliennes produisent de l’électricité quand le vent souffle et les sites choisis pour l’implantation de parcs éoliens le sont pour la ressource en vent qui y est disponible. Elles produisent de l’électricité en moyenne 80 % du temps, à une puissance dépendant de la vitesse du vent. En « équivalent pleine puissance », c’est-à-dire en faisant l’hypothèse qu’elle produise à puissance maximale, une éolienne française produit en moyenne 2.000 heures sur une année.

Si la production électrique d’un parc éolien peut être qualifiée d’intermittente (celle-ci peut varier significativement) la production éolienne a l’échelle nationale ne l’est pas : le foisonnement géographique et la présence de 3 régimes de vent décorrélés (façade Manche – Mer du Nord, front atlantique et zone méditerranéenne), permet une atténuation des variations de production (voir ci-dessous).

Illustration du foisonnement de la production éolienne (exemple de la semaine du 15 juillet 2011, facteur de charge au pas horaire)

Source : SER

A l’échelle du pays, c’est une production variable dont l’observation a permis de tirer quelques enseignements, rappelés par RTE dans le Bilan Prévisionnel 2011 : le « parc en service a présenté un facteur de charge annuel moyen proche de 23 % sur les quatre dernières années […].L’analyse météorologique à l’échelle nationale ne montre pas que les périodes de froid intense s’accompagnent systématiquement de faibles productions éoliennes. Au contraire, l’examen des quelques récentes vagues de froid montre que le facteur de charge moyen national est plus proche de 25 % dans ces périodes ». Plus généralement, la production éolienne en France est plus importante durant les mois froids de l’année, comme cela est observé depuis plusieurs années voir ci-dessous.

Analyse trimestrielle du facteur de charge éolien

Source : SER

RTE analyse également que le « parc éolien participe à l’équilibre offre-demande, contribuant a l’ajustement du parc à hauteur d’une fraction de la puissance éolienne installée, appréciée en termes de puissance substituée […]. Sous réserve d’un développement géographiquement équilibré (plusieurs zones de vent), on peut retenir qu’en France, 25 GW d’éoliennes ou 5 GW d’équipements thermiques apparaissent équivalents en termes d’ajustement du parc de production ».

2. Le photovoltaïque

Principe de fonctionnement

Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui, exposé à la lumière, génère de l’électricité. Elle peut être utilisée seule (calculatrice, montre, …) mais, la plupart du temps, les cellules sont regroupées dans des modules ou panneaux photovoltaïques.

Il existe plusieurs familles de cellules photovoltaïques. Actuellement, les plus répandues sur le marché sont les cellules en silicium cristallin et les cellules en couches minces. D’autres en sont au stade de la Recherche et Développement.

Les cellules en silicium cristallin

Ce type de cellule est constitué de fines plaques de silicium, un élément chimique très abondant dans la nature et qui s’extrait notamment du sable ou du quartz. Le silicium est obtenu à partir d’un seul cristal ou de plusieurs cristaux : on parle alors de cellules monocristallines ou multicristallines.

Les cellules en silicium cristallin sont d’un bon rendement (de 14 à 15 % pour le multicristallin et de près de 16 a 19 % pour le monocristallin). Elles représentent un peu moins de 90 % du marché actuel.

Les cellules en couches minces

Les cellules en couches minces sont fabriquées en déposant une ou plusieurs couches semi-conductrices et photosensibles sur un support de verre, de plastique, d’acier, etc. Cette technologie permet de diminuer le coût de fabrication, mais son rendement est inférieur à celui des cellules en silicium cristallin (il est de l’ordre de 5 à 13 %). Les cellules en couches minces les plus répandues sont en silicium amorphe, composées de silicium projeté sur un matériel souple.

La technologie des cellules en couches minces connaît actuellement un fort développement, sa part de marché étant passée de 2 %, il y a quelques années, à plus de 10 % aujourd’hui. La lumière du soleil étant disponible partout, l’énergie radiative du soleil (photovoltaïque) est exploitable aussi bien en montagne dans un village isolé que dans le centre d’une grande ville. Produite au plus près de son lieu de consommation, directement chez l’utilisateur, l’énergie photovoltaïque peut être utilisée de deux manières : soit elle est raccordée au réseau électrique, soit elle apporte de l’électricité à des sites isolés. Si, pendant longtemps, le photovoltaïque a été essentiellement utilisé dans des sites isolés, il est désormais, à plus de 90 %, raccordé au réseau.

Jusqu’à présent, la plupart des installations raccordées au réseau étaient installées sur des bâtiments. Depuis quelques années, des centrales photovoltaïques, représentant plusieurs dizaines de mégawatts, se développent dans différents pays.

Sur le bâti, il existe un potentiel très important de surfaces pouvant accueillir l’énergie photovoltaïque et, dans la plupart des pays, les panneaux photovoltaïques sont installés en toiture.

Chiffres clés

Au 30 juin 2011, les gestionnaires de réseau évaluaient la puissance de l’ensemble du parc photovoltaïque français raccordé au réseau à 1.676 MW. En termes de puissance, environ 35 % de ces installations se situaient sur le toit de logements individuels, 50 % sur de larges toitures comme celles des logements collectifs, des usines, des bâtiments commerciaux, des hangars agricoles, ou des bâtiments publics. Les 15 % restants sont des centrales au sol. Les systèmes peuvent être de toutes tailles : de 1 kW a plusieurs MW.

En 2010, le parc photovoltaïque a représenté 0,1 % du mix électrique français.

Le Grenelle de l’environnement a retenu un objectif de développement des capacités de production photovoltaïque à 5.400 MW en 2020, objectif confirmé dans la PPI. Le rythme de développement du parc photovoltaïque fait que cet objectif sera atteint bien plus tôt.

Caractéristiques de la production photovoltaïque en France

Les installations photovoltaïques produisent de l’électricité à une puissance variable qui dépend de la quantité d’ensoleillement. En « équivalent pleine puissance », c’est-à-dire en faisant l’hypothèse qu’elle produise à puissance maximale (puissance crête installée), une installation photovoltaïque française produit environ 1.100 heures sur une année. La production de telles installations dépend fortement de sa localisation géographique : ainsi, une installation située dans le sud de la France peut produire jusqu’à 1.400 heures (équivalent pleine puissance) alors qu’elle produit environ 800 heures dans le nord du pays.

La production d’un site photovoltaïque peut subir des variations rapides, par exemple lors du passage d’un nuage. Comme pour l’éolien, ces variations sont atténuées par le foisonnement de la production de plusieurs sites ainsi qu’à l’échelle nationale (voir ci-dessous).

Illustration du foisonnement de la production photovoltaïque

Source : RTE

La production photovoltaïque est en moyenne d’une croissance régulière le matin, atteignant une valeur maximale lors du midi solaire (13 heures de novembre à mars et 14 heures d’avril à octobre), puis décroît régulièrement. En été, ce profil de production correspond à l’évolution de la demande en électricité, en particulier dans la matinée ainsi que lors du pic de consommation, également situé au midi solaire. Comme l’analyse RTE dans le bilan prévisionnel 2007, le « parc photovoltaïque vient effacer en partie la pointe journalière (estivale) et présente une corrélation probable avec la consommation de la climatisation ». Par ailleurs, les simulations effectuées pour un parc de 5.400 MW concluent sur un impact notable de la production photovoltaïque sur le réseau, tant en énergie qu’en puissance. La production photovoltaïque étant plus faible en hiver, « l’impact en puissance et en énergie reste limité ».

3. L’hydraulique

Principe de fonctionnement

La production d’électricité hydraulique (hydroélectricité) exploite l’énergie potentielle des cours d’eau. Différentes techniques, sélectionnées en fonction des caractéristiques géographiques des sites, sont utilisées pour exploiter cette énergie.

Les différents types de centrales hydroélectriques

Une centrale hydroélectrique se compose d’une prise d’eau ou d’une retenue d’eau, ainsi que d’une installation de production. Sur la distance entre le barrage et la centrale, l’eau passe par une galerie et une conduite forcée. Plus la différence de hauteur est importante, plus la pression de l’eau dans la centrale sera grande et plus la puissance produite sera importante. La quantité d’énergie est donc proportionnelle à la quantité d’eau turbinée multipliée par la hauteur de chute.

Il existe plusieurs modes de production d’électricité à partir de l’hydraulique terrestre, qui remplissent des rôles différents dans la consommation d’électricité (voir Figure 4).

Les centrales de lac

Elles sont associées à une retenue d’eau créée par un barrage. L’eau est captée par une série d’ouvrages dans les bassins versants en amont de la retenue, puis stockée derrière le barrage. Elle est ensuite acheminée jusqu’aux turbines de la centrale en contrebas.

Capables de fournir très rapidement d’importantes quantités d’énergie, les centrales de lac sont appelées en période de pointe de consommation, et produisent une électricité à très forte valeur ajoutée. La capacité française est de 8.000 MW mobilisables très rapidement. Souples et faciles à télécommander, les ouvrages de lac sont un facteur précieux d’ajustement pour répondre aux variations brusques de la demande des consommateurs, comme par exemple au moment des pics de consommation le matin et le soir et dans les périodes de grand froid ou pour faire face aux incidents du réseau électrique. Les centrales de lac sont relativement peu nombreuses : une centaine en France, dont la moitié dans les Pyrénées et le Massif Central, et plus d’un quart dans les Alpes.

Les centrales au fil de l’eau

Ces centrales ne disposent pas de réservoir et fournissent une énergie de base, non modulable et non stockable, produite « au fil de l’eau », et injectée immédiatement sur le réseau.

55 % de la puissance est garantie toute l’année. On compte plus de 2.000 installations au fil de l’eau. Parmi les plus importantes, on peut citer celles situées sur le Rhin ou le Rhône. Près de 1.700 centrales de petite hydroélectricité (d’une puissance inferieure à 10 MW) produisent 5 TWh par an, soit près de 10 % de la production hydroélectrique française.

Les centrales d’éclusée

La réserve d’eau correspond à une période d’accumulation assez courte (moins de 400 heures de débit). Aux heures les moins chargées de la journée (la nuit) ou de la semaine (le week-end), on reconstitue le stock pour apporter un concours précieux dans les heures pleines. Les trois quarts de ces installations sont localisées dans le sud de la France.

Les stations de transfert d’énergie par pompage

Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) 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 en période de pointe.

Les STEP interviennent en dernier recours, notamment en raison du coût de l’eau à remonter (alimentation électrique des pompes). Consommatrices d’énergie pour remonter l’eau, les STEP ne sont pas considérées comme productrices d’énergie de source renouvelable. Les 11 installations présentes en France ont une puissance installée de 5 000 MW.


Source : RTE

Chiffres clés

Les capacités de production hydroélectrique installées en France s’élèvent à 23 500 MW. Celles-ci ont produit 68 TWh dans le courant de l’année 2010, soit plus de 12 % de la production totale d’électricité.

À l’horizon 2020, la PPI prévoit d’accroître l’énergie produite en moyenne de 3 TWh et d’augmenter la capacité installée de 3.000 MW.

Caractéristiques de la production

Pour répondre à la demande électrique de pointe : l’hydroélectricité de lac

Plus de la moitié du parc hydroélectrique français est modulable, ce qui permet un ajustement de la production selon la consommation : cette production est plus faible l’été, la nuit ou le week-end et permet d’assurer de très fortes capacités de production facilement adaptables, lors de pointes de consommation ou en cas de vague de froid. La production hydroélectrique, souple et télécommandable, est un atout majeur pour l’équilibrage de la production selon les variations de la consommation ou les incidents du réseau électrique.

Ainsi, en cas d’incident dans le système électrique ou d’erreurs de prévisions de consommation, jusqu’à 8.000 MW sont mobilisables en quelques minutes, alors qu’il faut 7 à 11 heures pour les centrales thermiques et environ 40 heures pour un réacteur nucléaire, pour passer de l’arrêt à la pleine puissance. Les bassins de la Dordogne, de la Durance et de la Truyère peuvent mobiliser chacune en quelques minutes plus de 1000 MW de production.

Pour une production de base constante et fiable : l’hydroélectricité au fil de l’eau

La production au fil de l’eau apporte continuellement sur le réseau une puissance significative. Elle permet une production de base sans consommation de combustible fossile, sans émission de CO₂ ni production de déchet.

4. La biomasse

Principe de fonctionnement

L’article 19 de la loi du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement définit la biomasse comme la « fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales, issues de la terre et de la mer, de la sylviculture et des industries connexes ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers ».

En pratique, les principales provenances de la biomasse sont :

  • la forêt ;
  • l’agriculture ;
  • les milieux marins et aquatiques ;
  • les haies, les parcs et jardins (déchets verts) ;
  • les industries et activités humaines ayant traité de la matière d’origine vivante, y compris du bois (industries agro-alimentaires, papetières, de transformation du bois, etc.) et générant des co-produits, des déchets organiques (notamment les boues de stations d’épuration ou les sous-produits animaux) ou des effluents d’élevages.

Issue principalement du monde végétal, la biomasse est la première source d’énergie renouvelable en France. Le bois est son combustible phare. Si la production de chaleur reste le principal débouché énergétique de la biomasse, la valorisation électrique commence à se développer. L’utilisation de la biomasse est neutre vis-à-vis de l’effet de serre, car le gaz carbonique émis dans l’atmosphère lors de la combustion n’est autre que celui absorbé auparavant par la plante lors de sa croissance.

Le terme biomasse recouvre différents types de combustibles, qui peuvent se présenter sous une forme solide (bois, paille, déchets organiques, etc.) ou gazeuse dans le cas où elle résulte d’un processus de méthanisation. Compte-tenu de la teneur en biomasse des déchets incinérés, 50 % de l’énergie produite par une usine d’incinération d’ordures ménagères est considérée comme renouvelable en France.

Chiffres clés

La production d’électricité biomasse est le fait de trois filières énergétiques :

  • les installations de combustion de matières végétales et animales ;
  • les usines d’incinération d’ordures ménagères ;
  • les installations de production de biogaz.

Les installations de production d’électricité à base de biomasse sont de taille unitaire variable, mais généralement associées à un système de cogénération, permettant de produire également de la chaleur. Les installations utilisant de la biomasse solide (principalement du bois) ont une puissance comprise entre 1 et 70 MW en France, alors que les installations de production d’électricité à base de biogaz sont de taille plus réduite, pouvant aller de 100 kW à plus de 2 MW.

Toutes filières confondues, les capacités de production d’électricité à base de biomasse en France s’élevaient à 920 MW à la fin 2009. En 2010, la production brute d’électricité à partir de biomasse est évaluée à 5 441 GWh (source : Plan d’action national en faveur des énergies renouvelables – MEEDDM – juillet 2010).

Caractéristiques de la production

Dans une installation de production à base de biomasse, l’électricité est produite de la même manière que dans une centrale thermique contrôlable (charbon, gaz, fioul).

5. Le solaire thermodynamique

Le solaire thermodynamique est l’une des valorisations du rayonnement solaire direct. Cette technologie consiste à concentrer le rayonnement solaire pour chauffer un fluide à haute température et produire ainsi de l’électricité ou alimenter en énergie des procédés industriels.

Les centrales solaires thermodynamiques recouvrent une grande variété de systèmes disponibles tant au niveau de la concentration du rayonnement, que du choix du fluide caloporteur ou du mode de stockage.

Il est nécessaire de concentrer le rayonnement solaire via des miroirs réflecteurs pour obtenir des températures exploitables pour la production d’électricité. Le rayonnement peut être concentré sur un récepteur linéaire ou ponctuel. Le récepteur absorbe l’énergie réfléchie par le miroir et la transfère au fluide thermodynamique.

L’énergie thermique provenant du rayonnement solaire collecté est convertie grâce à un fluide caloporteur puis un fluide thermodynamique. Dans certains cas, le fluide caloporteur est utilisé directement comme fluide thermodynamique. Le choix du fluide caloporteur détermine la température maximale admissible, oriente le choix de la technologie et des matériaux du récepteur et conditionne la possibilité et la commodité du stockage.

Un atout majeur de certaines technologies solaires thermodynamiques est leur capacité de stockage qui permet aux centrales de fonctionner en continu. En effet, lorsque l’ensoleillement est supérieur aux capacités de la turbine, la chaleur en surplus est dirigée vers un stockage thermique, qui se remplit au cours de la journée. La chaleur emmagasinée permet de continuer à produire en cas de passage nuageux ainsi qu’à la tombée de la nuit. Plusieurs procédés de stockage peuvent être utilisés : sel fondu, béton, matériaux à changement de phase, etc.

Plusieurs systèmes de génération d’électricité sont envisageables : turbine à gaz solarisées, cycle de Rankine vapeur, moteur Stirling, cycle de Rankine organique, etc. Le choix d’un système est conditionné par le type de fluide, la technique de captage et de stockage envisagés. Les cycles de Rankine vapeur sont, dans l’état actuel des technologies, les plus largement déployés.

La centrale Thémis

Inaugurée en 1983 à Targasonne dans les Pyrénées Orientales, la centrale Thémis constitue alors une véritable référence internationale en matière de conversion de l’énergie solaire en électricité. Fermée en 1986 pour raisons économiques, elle renaît aujourd’hui grâce à deux projets : Thémis-PV (Photovoltaïque) et Pégase (Production d’électricité par turbine à gaz et énergie solaire).

Ainsi, la moitié haute des héliostats a été équipée de panneaux photovoltaïques, en vue de produire directement de l’électricité injectée sur le réseau public. L’autre moitié est consacrée au projet de recherche Pégase : les 100 héliostats vont concentrer les rayons du soleil vers la tour centrale existante où circulera de l’air. Ce projet permettra de mener des travaux de R&D sur la technologie du solaire à concentration.

L’opération pilote de la centrale Thémis a permis à la France d’être pionnière dans le domaine du solaire thermodynamique. Riches de cette expérimentation, les acteurs français de la filière disposent aujourd’hui d’atouts incontestables pour exporter leurs savoir-faire et se positionner sur le marché international.

6. La géothermie

La géothermie désigne le processus permettant de capter en profondeur la chaleur terrestre, et l’exploiter via un système de canalisations, afin de l’exploiter en surface sous forme d’électricité ou de chaleur. Ce procédé est fondé sur un système de tuyauterie creusé dans le sol, à l’intérieur duquel circule en permanence un échange de courants chauds et froids. Les niveaux énergétiques correspondants sont adaptables afin de pouvoir alimenter des équipements très variés.

La production d’électricité d’origine géothermique est possible sur les réservoirs dont la température est comprise entre 150 et 350 °C et permettant des débits de production de fluides suffisants.

Plusieurs méthodes et techniques de production d’électricité géothermiques existent actuellement.

  • Pour les sources de vapeur haute température, que l’on retrouve notamment sur les zones de volcanisme actif, l’électricité peut être produite directement par injection de la vapeur dans une turbine ou indirectement par échange de chaleur avec une eau moins corrosive.
  • Pour les sources moins chaudes (moins de 175 °C), les techniques employées (par exemple : cycle binaire) jouent sur la condensation puis la détente du fluide géothermal.
  • La technologie des « Enhanced Geothermal Systems » (EGS), telle qu’elle est expérimentée à Soultz-Sous-Forêts en France, consiste à injecter de l’eau dans les roches chaudes et à exploiter la vapeur créée pour produire de l’électricité.

On dénombre aujourd’hui plus de 350 installations géothermiques haute et moyenne énergie dans le monde. La puissance totale de ces centrales électriques est d’environ 10.700 MW en 2010 (contre 8.000 MW en 2000), soit 0,3 % de la puissance mondiale électrique installée sur la planète. En nombre de mégawatts produits, la géothermie constitue, avec la biomasse et l’éolien, l’une des quatre principales sources d’électricité renouvelable dans le monde après l’hydroélectricité.

Les principaux pays producteurs se situent sur la périphérie du Pacifique : six sur le continent américain pour plus de 4.550 MW, cinq en Asie pour plus de 3.800 MW, deux en Océanie pour 630 MW. L’Europe compte six pays producteurs (Allemagne, Danemark, France, Islande, Italie et Suède) pour une puissance de 1.470 MW, et deux seulement en Afrique pour 174 MW. La géothermie couvre 0,4 % des besoins mondiaux en électricité. Sa contribution aux besoins nationaux peut être bien plus élevée dans certains pays, et atteindre plusieurs pourcents.

Pour en savoir plus :

ADEME - Le savoir-faire français dans le domaine des énergies renouvelables



Cette fiche sur les différentes énergies renouvelables a été rédigée par le SER.




Pour plus d’informations :

Retrouvez les professionnels des énergies renouvelables sur le site du SER et les industriels du secteur références dans les annuaires du SER.

Les énergies marines renouvelables

Les énergies marines renouvelables, également appelées « thalasso-énergies », désignent l’ensemble des ressources du milieu marin qui, grâce à différentes technologies, permettent de produire de l’électricité. Les mers et océans, recouvrant près de 71 % de la surface de la planète, sont la source de multiples flux d’énergie naturels exploitables pour produire de l’électricité :

  • la houle, appelée aussi énergie des vagues (houlogénérateurs - systèmes à colonne d’eau oscillante, systèmes à déferlement) ;
  • les courants de marée (usine marémotrice) ;
  • les courants océaniques (hydroliennes - hélices sous-marines ou éoliennes sous-marines, ailes planes battantes ou oscillantes, roues à aubes flottantes) ;
  • le gradient thermique (utilisation de la différence de température entre les couches d’eau de surface et celle des profondeurs) ;
  • la pression osmotique (utilisation du différentiel de salinité de l’eau) :
  • l’éolien offshore.

En matière d’énergies marines renouvelables, la France dispose d’un vaste potentiel, tant en métropole qu’en outre-mer, pour contribuer à la demande énergétique sur les rivages continentaux et insulaires.

L’énergie houlomotrice

Le vent soufflant sur de grandes surfaces marines crée des vagues et concentre ainsi l’énergie éolienne. Les convertisseurs des vagues en électricité, aussi appelés houlogénérateurs, sont nombreux. Parmi les prototypes testés le long des côtes et en pleine mer, on distingue trois technologies différentes.

  • Les systèmes à corps mus par la houle sont composés de flotteurs en surface ou immergés. Une société anglaise a développé un « serpent de mer », système de 150 m de longueur, composé de 4 tronçons articulés flottants entre lesquels des vérins hydrauliques captent l’énergie provoquée par la propagation de la houle. Des prototypes de 750 kW chacun ont été mis en service à l’été 2007 au large de l’Écosse et du Portugal. En France, le projet Searev consiste en un flotteur complètement fermé, à l’intérieur duquel le mouvement d’un balancier interne, sollicité par les mouvements de la houle, entraîne un générateur électrique.
  • Dans les systèmes à déferlement, les vagues franchissent un plan incliné pour remplir un réservoir qui, en se vidant, actionne une turbine. C’est le cas du Wave Dragon danois. Un prototype flottant testé en 2002 délivrait 20 kW pour un poids total de 237 tonnes mais il ne s’agissait que d’une maquette au 1/4,5. À taille réelle, le Wave Dragon pourrait mesurer 190 à 220 m d’envergure pour 22 000 à 33 000 tonnes, pour une puissance de 4 à 7 MW.
  • Le principe des systèmes à colonne d’eau oscillante consiste à utiliser le mouvement des vagues comme un piston pour comprimer l’air dans une cavité et faire tourner une turbine. Ce type de projet semble aujourd’hui être peu prometteur car les installations lourdes pourraient défigurer la côte.

Le potentiel houlomoteur se situe majoritairement en pleine mer avec des installations mobiles flottantes.

L’énergie marémotrice

Les marées provoquent de puissants courants qui sont concentrés en certains endroits près des côtes. Le flux et le reflux de la marée est utilisé pour alternativement remplir ou vider un bassin de retenue en actionnant des turbines incorporées dans le barrage créant cette retenue.

Le système d’usine marémotrice a été essentiellement mis en œuvre sur l’installation de la Rance, inaugurée en 1966 entre Saint-Malo et Dinard. Il s’agit de créer une différence de hauteur d’eau en bloquant complètement l’estuaire, le différentiel de pression permet d’entraîner des turbines.

Aujourd’hui, cette installation d’une puissance de 240 MW représente 90 % de la production des thalasso-énergies dans le monde. Cette réalisation est restée unique dans le monde et n’a été reproduite qu’autour de puissances bien moindres au Canada (20 MW), en Chine (5 MW) ou en Russie (0,4 MW). Ce type de projet a été abandonné pendant de nombreuses années, du fait de l’importance de l’investissement initial et de leur fort impact environnemental.

L’énergie hydrolienne

L’énergie hydrolienne est produite par les courants océaniques qui sont concentrés dans certains endroits près des côtes. La côte Nord-Ouest de la France, où les courants sont particulièrement puissants, est propice au développement de cette énergie.

Principe de fonctionnement

L’énergie des courants océaniques peut être récupérée en plaçant une hélice, une aile plane oscillante ou d’autres systèmes dans le flux de déplacement d’eau. Différentes technologies pour récupérer les courants océaniques existent :

  • les hydroliennes à axe horizontal qui sont des générateurs électriques associés à une hélice sous-marine – des sortes d’éoliennes sous-marines ;
  • les hydroliennes à axe vertical ;
  • les ailes planes battantes ou oscillantes ;
  • les roues à aubes flottantes.

À l’heure actuelle, il existe peu de projets car les courants océaniques sont lents. Le Gulf Stream se déplace à environ 1 mètre par seconde alors que les hydroliennes étudiées pour les courants océaniques nécessitent des vitesses de 2 à 3 mètres par seconde.

L’énergie thermique marine

L’énergie thermique est produite grâce à l’exploitation de la différence de température entre les eaux de surface à environ 25 °C, chauffées par le rayonnement solaire, et les eaux profondes des océans (-1000 m) à environ 5 °C. L’utilisation d’une machine thermodynamique permet de convertir une partie de la chaleur de l’eau chaude en énergie électrique. C’est une technique particulièrement adaptée à la zone intertropicale où l’amplitude des températures est importante.

Les centrales à cycle fermé utilisent de l’ammoniaque comme fluide caloporteur qui, porté à 24 °C, se vaporise et entraîne une turbine électrique. L’eau de mer puisée dans les profondeurs sert à refroidir le fluide qui sera réintroduit dans le circuit. Une partie de l’énergie produite est utilisée pour le pompage. Le bilan environnemental est, semble-t-il, positif, puisque le pompage d’eau froide reproduit le mouvement naturel de « upwelling » qui fait localement remonter les eaux profondes, riches en nutriments, et stimule ainsi l’activité biologique.

L’énergie osmotique

L’osmose est une technique qui permet de transformer en énergie la différence de salinité entre eau douce et eau de mer. Une membrane semi-perméable mise en contact avec de l’eau douce sur une face et de l’eau de mer sur l’autre face est soumise à une pression osmotique. Le phénomène d’osmose va instantanément tenter de rééquilibrer la salinité des masses d’eau et créer un flux à travers la membrane, de l’eau douce vers l’eau salée pour la diluer. Ce flux provoque une surpression hydrostatique (côté eau salée) susceptible d’entraîner une turbine électrique. La membrane est l’élément clé du système et une production de 4 W/m2 est nécessaire pour envisager la construction de centrales permettant une génération électrique significative, de l’ordre de 70 kW pour une membrane de 120 x 150 m. Les estuaires sont les lieux d’implantation de prédilection des centrales osmotiques. Les quelques projets de ce type sont encore peu avancés (centrale pilote de Tofte en Norvège).

L’énergie éolienne offshore

L’énergie éolienne offshore est produite grâce à une éolienne qui transforme l’énergie mécanique du vent en énergie électrique. Une éolienne en mer, posée ou flottante, bénéficie de vents plus fréquents, plus forts et plus réguliers qu’à terre. En effet, le vent est nettement plus fort en mer qu’à terre car il s’établit sur les vastes étendues dépourvues d’obstacles.

En France, la construction des premiers parcs commerciaux d’éoliennes en mer est attendue à partir de 2015, à la suite de l’appel d’offres lancé par le gouvernement français. La Programmation pluriannuelle des investissements prévoit au titre de la production d’électricité d’origine éolienne en mer 6 000 MW à l’horizon 2020, soit environ 1 200 éoliennes produisant 3,5 % de la consommation française d’électricité.

À la suite de la concertation menée depuis le début de l’année 2009 sur chaque façade maritime par les préfets des régions Bretagne, Pays de la Loire, Haute-Normandie, Aquitaine et Provence-Alpes-Côte d’Azur, le Gouvernement a sélectionné cinq zones, d’une surface totale de 533 km2 et représentant une puissance maximale de 3 000 MW :

  • Le Tréport (Seine-Maritime, Somme) - 110 km2, pour une puissance maximale de 750 MW ;
  • Fécamp (Seine-Maritime) - 88 km2, pour une puissance maximale de 500 MW ;
  • Courseulles-sur-Mer (Calvados) - 77 km2, pour une puissance maximale de 500 MW ;
  • Saint-Brieuc (Côtes d’Armor) - 180 km2, pour une puissance maximale de 500 MW ;
  • Saint-Nazaire (Loire-Atlantique) - 78 km2, pour une puissance maximale de 750 MW.

L’objectif de cet appel d’offres est de sélectionner sur chacune des zones un opérateur qui développera et construira un parc éolien en mer à partir de 2015, puis en assurera l’exploitation pendant 20 ans jusqu’à la phase de démantèlement.

Excepté le cas particulier des usines marémotrices, les technologies de production d’énergie marine sont peu matures et ont des rendements relativement faibles par rapport aux coûts engendrés. Aujourd’hui, les technologies pour exploiter les courants de marées et la houle concentrent la majorité des efforts en matière de recherche et développement et d’expérimentations. D’importants progrès devront être effectués pour exploiter au mieux les énergies offertes par les océans et les mers. La densité de l’eau, 800 fois supérieure à celle de l’air, rend difficile l’installation des sites constamment soumis à des forces extrêmes. La corrosion saline et les dégradations causées par les micro-organismes nécessitent une maintenance difficile à réaliser sous l’eau ou en mer.

Pour en savoir plus :

Rapport de la mission d'étude sur les énergies marines renouvelables, Mai 2013

La réglementation en matière de raccordement des ENR

Introduction

Le raccordement consiste à connecter une installation de production ou de consommation au réseau public d’électricité. Il est un préalable à l’accès au réseau, dont la transparence et l’aspect non-discriminatoire sont garantis par la Commission de régulation de l’énergie. Les installations de production d’énergie renouvelable (hydraulique, éolien, solaire, biomasse, etc.) doivent être raccordées à un réseau électrique public ou privé pour que l’électricité qu’elles produisent puisse être vendue, sur les marchés ou de façon contractuelle, notamment dans le cadre de mécanismes d’obligation d’achat ou d’appels d’offres, et pour que cette énergie puisse être utilisée par des consommateurs raccordés au réseau.

Définition du raccordement aux réseaux électriques

Les installations de production d’électricité, d’origine renouvelable ou non, peuvent être reliées soit au réseau public de transport (RPT), soit à un réseau public de distribution (RPD) soit à un réseau privé. Ce choix est principalement lié aux caractéristiques de l’installation, notamment la puissance électrique qu’elle peut produire et que le producteur souhaite donc injecter sur le réseau.

Pour les réseaux publics, la tension de raccordement de référence est fixée, en fonction de la puissance de l’installation, par deux arrêtés du 23 avril 2008 relatifs aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement au RPD et au RPT, pris en application du décret du 23 avril 2008.

Prise en charge du coût du raccordement

Le raccordement d’une installation au réseau comprend trois catégories d’ouvrages :

  • le branchement (équipements connectant en basse tension l’utilisateur au réseau) ;
  • l’extension (ouvrages de réseau créés pour évacuer la puissance produite par les installations à raccorder) ;
  • les renforcements (ouvrages garantissant la sécurité du réseau et l’accueil de nouvelles installations sur le réseau).

Ces définitions, précisées par le décret du 28 août 2007, sont importantes, en ce qu’elles conditionnent les contributions financières du demandeur du raccordement au réseau public d’électricité.

Les renforcements du réseau sont, dans tous les cas, financés par le gestionnaire de réseau, via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), répercuté à l’ensemble des utilisateurs, et qui constitue environ 46 % de la facture des consommateurs finals. Le branchement et l’extension, conformément aux dispositions de la loi NOME, restent entièrement à la charge du producteur – demandeur du raccordement.

Pour les raccordements au réseau de distribution, les prix du branchement et de l’extension sont déterminés par des barèmes prévus par le code de l’énergie (articles L. 342-7 et L. 342-8), définis par l’arrêté du 28 août 2007 qui en fixe les principes, proposés par les gestionnaires de réseau et approuvés par la CRE (pour les gestionnaires de réseaux desservant plus de 100.000 clients).

Contraintes du réseau et files d’attente

A un instant donné, le réseau public possède en ses différents points des capacités d’injection de puissance limitées, suivant ses propres caractéristiques et celles des installations de production et de consommation raccordées localement. Ces contraintes se répercutent, notamment, sur l’accueil par le réseau public de nouvelles installations de production. Le grand nombre de demandes de raccordement d’installations de puissances importantes (fermes éoliennes notamment) a conduit, à partir de 2003, à une saturation des capacités d’accueil. Afin d’augmenter ces capacités d’accueil, des renforcements de réseaux sont nécessaires.

En attendant que ces renforcements soient réalisés, les gestionnaires de réseau ont mis en place, sous l’impulsion de la CRE, des files d’attentes de raccordement. La première demande de raccordement bénéficie de toute la capacité disponible. Les demandes suivantes sont traitées en prenant en compte la capacité d’injection utilisée par les installations dont les demandes de raccordement sont antérieures. Le gestionnaire du réseau peut également proposer au demandeur un raccordement avec des dispositions de limitations et d’effacement. Par ces dispositions, le producteur s’engage contractuellement, pendant une durée déterminée, à limiter partiellement ou totalement son injection de puissance, à la demande du gestionnaire de réseau.

En parallèle des files d’attentes liées aux contraintes de capacité d’injection sur le réseau, sont apparues, avec le développement de la filière photovoltaïque notamment, des files d’attentes liées aux délais de traitement des demandes de raccordement par ERDF. L’évolution de la demande de raccordement de nouvelles installations est très liée à l’évolution des conditions d’obligation d’achat de la production d’électricité d’origine renouvelable, ainsi qu’à l’évolution des contraintes d’urbanisme, pour les installations soumises à autorisation.

Les conditions d’entrée, de maintien, et de sortie des files d’attente sont précisées par les procédures de raccordement de RTE et ERDF.

Les procédures et les conditions techniques

Le traitement des demandes de raccordement aux réseaux publics de transport et de distribution fait l’objet de procédures intégrées aux documentations techniques de référence des gestionnaires de réseaux. Le cahier des charges de concession du réseau public de transport d’électricité prévoit à l’article 13 que le gestionnaire du réseau de transport (GRT) élabore des procédures de raccordement, approuvées par la CRE, en concertation avec les utilisateurs. Les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD) sont également tenus d’élaborer des procédures de raccordement, dans un cadre précisé par les décisions de la CRE du 11 juin 2009 et du 18 novembre 2010, en concertation avec les utilisateurs. Les procédures de raccordement encadrent les étapes d’une opération de raccordement, ainsi que les délais qui y sont attachés.

Les appels d’offres

Afin de répondre aux objectifs de la PPI pour la production d’énergie électrique, notamment en termes de choix de technologie de production et d’emplacement des installations, le code de l’énergie (articles L. 311-10 et suivants), prévoit que la construction et l’exploitation de capacités de production peuvent être attribuées par une procédure d’appel d’offres lancée par l’autorité administrative.

Dans ce cadre, un appel d’offres a été lancé concernant des installations éoliennes en mer pour une puissance maximale de 3.000 MW. Ce type d’appel d’offres a nécessité des évolutions des procédures de raccordement au réseau de transport, afin de permettre au gestionnaire de réseau de réserver une certaine capacité en file d’attente, capacité qui sera destinée au lauréat à l’issue de l’appel d’offres.

Les schémas de raccordement des énergies renouvelables

La loi « Grenelle 2 » prévoit la mise en place de Schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie, qui déclinent leurs objectifs en matière de production d’énergies renouvelables par des Schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables. L’objectif de ces schémas est de mutualiser tout ou partie du coût du raccordement entre différents producteurs sur un même site.

Le code de l’énergie prévoit que ces Schémas régionaux sont élaborés par le GRT, en accord avec les GRD, et approuvés par les préfets de région (art. L. 321-7). Ils définissent, pour les ouvrages existants et futurs, les capacités réservées pour l’accueil de la production permettant d’atteindre les objectifs définis par les Schémas régionaux, ainsi que le périmètre de mutualisation des ouvrages nécessaires au raccordement des installations et dont le coût sera supporté par les producteurs en fonction de la puissance de leurs installations (art. L. 342-12 du code de l’énergie).

A l’heure actuelle, les Schémas de raccordement des énergies renouvelables n’ont pas fait l’objet de décrets et d’arrêtés d’application.









Les recommandations de la CRE pour une meilleure intégration des énergies renouvelables aux réseaux et au système électriques

Dans sa délibération du 12 juin 2014, la CRE a fait plusieurs recommandations relatives à l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux et au système électrique.

La possibilité pour les installations de production raccordées en basse tension d’absorber de la puissance réactive

Les installations de consommation consomment de la puissance active et, en général, absorbent de la puissance réactive. Ces deux comportements ont tendance à abaisser la tension sur les réseaux. À l’inverse, les installations de production décentralisée, lorsqu’elles produisent, injectent sur les réseaux de la puissance active et provoquent donc des hausses locales de la tension sur ces réseaux. Les gestionnaires de réseaux doivent prendre en compte ces phénomènes et mettre en œuvre les moyens dont ils disposent (renforcements des réseaux, réglages des prises ou des valeurs de consigne des transformateurs, moyens de compensation en HTA de la puissance réactive, etc.) pour s’assurer que la tension reste dans les limites réglementaires pour l’ensemble des utilisateurs. En revanche, les capacités techniques d’absorption de la puissance réactive dont disposent certaines installations de production décentralisée ne sont actuellement pas utilisées.

Recommandation de la CRE

La CRE est favorable à ce que les installations de production décentralisées puissent participer au réglage de la tension par l’absorption de la puissance réactive.

La CRE propose ainsi la suppression de l’article 9 de l’arrêté du 23 avril 2008, afin de permettre aux installations de production raccordées en basse tension d’absorber de la puissance réactive.



Recommandation de la CRE

Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de distribution en basse tension et de réduire les coûts à la charge des producteurs et les délais de raccordement de ces installations de production, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :

  • de faire évoluer, dès que la réglementation le permettra, leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de l’opération de raccordement de référence, comportant des obligations contractuelles pour les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution de participer au réglage de la tension en absorbant de la puissance réactive. Ces solutions seront alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendra au producteur
  • de déterminer et de publier dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seront étudiées et proposées
  • d’adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en œuvre de solutions de raccordement prenant en compte les capacités d’absorption de la puissance réactive par les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution.

Afin d’envisager des solutions intéressantes pour la collectivité dans son ensemble, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier, en concertation avec les producteurs concernés, les situations éventuelles et les conditions économiques et contractuelles dans lesquelles des solutions de raccordement impliquant la participation des installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution au réglage de la tension par l’absorption de la puissance réactive pourraient être mises en œuvre, dans les cas où elles seraient avantageuses pour la collectivité.

Une limitation de la puissance active injectée pour réduire les coûts de renforcement à la charge des producteurs

La solution de raccordement de référence proposée au producteur par le gestionnaire de réseaux de distribution est dimensionnée pour permettre aux installations de production d’injecter à tout moment leur production à la puissance active maximale demandée lors du raccordement. Cette possibilité peut toutefois impliquer en pratique la réalisation des travaux de renforcement, ce qui peut, selon les circonstances, conduire à imposer des coûts importants au producteur, un délai pour la mise en service ou encore des limitations temporaires d’injection de la puissance active.

Dans certains cas, un producteur pourrait préférer s’engager à limiter la puissance active maximale qu’il est susceptible d’injecter sur le réseau, si cet engagement lui permettait en contrepartie de pouvoir bénéficier d’une solution de raccordement alternative, présentant pour lui de moindres coûts ou de moindres délais. En particulier, le producteur pourrait être intéressé par une telle solution lorsque ces limitations ne réduisent pas de façon significative l’énergie annuelle produite par l’installation de production.

Recommandation de la CRE

Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de distribution en basse tension et de réduire les coûts et les délais de raccordement à la charge des producteurs, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité d’étudier la faisabilité d’évolutions consistant à :

  • faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de référence, comporter des limitations de la puissance active injectée par les installations de production décentralisées. Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendrait au producteur
  • déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées
  • adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en œuvre de solutions de raccordement prenant en compte la possibilité de limitation de la puissance active injectée par les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution, et prévoir les conditions d’accès au réseau correspondantes

La participation des installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution à la maîtrise des flux de puissance réactive à l’interface entre les réseaux de transport et de distribution

La majorité des installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution d’électricité disposent de capacités d’absorption ou de fourniture de puissance réactive. Une meilleure utilisation de ces capacités pourrait s’avérer économiquement intéressante pour la gestion des réseaux publics d’électricité.

Recommandation de la CRE

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d’étudier, en concertation avec l’ensemble des acteurs concernés, les conditions dans lesquelles les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution pourraient contribuer à la maîtrise des échanges de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution. Ces études devront également permettre de définir des modalités de participation permettant d’améliorer l’efficacité globale du système électrique.

Ces études constitueront un travail distinct :

  • des réflexions déjà amorcées sur les évolutions possibles des règles existantes encadrant les échanges de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution
  • et des incitations applicables aux transits de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution. La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport et aux gestionnaires des réseaux de distribution de se coordonner pour mener à bien ces travaux, en concertation avec les parties prenantes concernées.

Pour en savoir plus :

Délibération du 12 juin 2014 portant recommandations sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension

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.


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.).

L’agrégateur : un nouveau métier pour le marché électrique

Sous l’impact de l’augmentation de la demande électrique, notamment au moment des pointes de consommation, de l’intégration des énergies de sources renouvelables et intermittentes, ainsi que de l’anticipation des nouveaux usages comme les véhicules électriques, le besoin d’adaptation du réseau électrique est de plus en plus important. En effet, la modernisation des réseaux électriques est nécessaire pour maintenir en toutes circonstances l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité et permettre au consommateur final de mieux maîtriser sa demande en électricité au quotidien. La variabilité des sources de production d’électricité renouvelable, c’est-à-dire leur fluctuation en fonction des contraintes météorologiques (ensoleillement, vents, etc.), ainsi que l’augmentation de la production dite décentralisée (parc éolien raccordé au réseau de distribution ou consommateur final disposant de panneaux photovoltaïques sur le toit de son habitat qui devient producteur d’énergie par exemple) et les ambitions de réduction des consommations d’énergie complexifient la gestion de l’équilibre entre production et consommation : les gestionnaires de réseaux devront mieux connaître en permanence les besoins en matière de consommation, les niveaux de production et l’état des réseaux. Il est, donc, nécessaire d’adapter le système électrique actuel en déployant notamment des capteurs, des réseaux de communication, des automatismes et des logiciels de pilotage pour permettre aux gestionnaires d’optimiser les flux électriques et limiter les risques de coupure. En favorisant l’intégration des productions d’électricité à partir d’énergies de sources renouvelables, les Smart grids ont un impact fort sur la réduction d’émission de CO2.

Si la mesure en temps réel est nécessaire au réseau électrique pour ajuster la production, elle n’est malheureusement pas suffisante pour répondre instantanément et de manière économique à l’introduction massive des EnR imprévisibles et fatales dans le système électrique. Cependant, on peut aussi agir sur l’autre moitié du système, à savoir : les clients finaux et leurs consommations. Afin de pouvoir répondre rapidement et efficacement à la demande d’équilibrage ou de pointe du réseau, il est nécessaire d’agir conjointement sur la production et sur un grand volume d’effacement potentiel. Or si on veut assurer au réseau un volume d’effacement tout en garantissant aux clients industriels un impact limité de l’effacement sur leur process ou aux clients tertiaires un impact limité sur le confort des occupants des bâtiments, il est nécessaire de disposer d’une grande flexibilité en agrégeant un grand nombre de sites. C’est le rôle dévolu à l’agrégateur. En plus de la mise en action de capacités d’effacement, l’agrégateur doit générer, gérer et valider des scénarios d’effacement sur les différents sites pour optimiser le potentiel, la flexibilité et la fiabilité de son action.

Si le déploiement de compteurs communicants ou un peu plus intelligents - notamment vers les particuliers - sera assuré dans le futur généralement par les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité comme ERDF en France avec « Linky », le suivi précis en temps réel de la consommation électrique chez le client final et son management sont encore des sujets sur lesquels peu d’acteurs se sont déjà positionnés. Pour les particuliers et les entreprises, le déploiement de systèmes de comptage associés aux réseaux intelligents est aussi une opportunité pour mieux connaître leur production ou consommation d’énergie en temps réel et agir sur leur facture énergétique globale ainsi que sur leur demande de pointe. C’est dans ce domaine que les opérateurs historiques de services énergétiques comme Dalkia peuvent apporter leur expertise et leur expérience, en identifiant notamment les potentiels de flexibilité des infrastructures industrielles et tertiaires consommatrices.

En regardant les évolutions récentes du marché de l’effacement outre-Atlantique, on peut penser que l’agrégation deviendra une prestation complémentaire, s’ajoutant à une palette de services énergétiques existants - l’agrégateur servant alors d’intermédiaire entre le système électrique et les utilisateurs (particuliers, logements collectifs, industriels, bâtiments tertiaires). Son rôle est d’optimiser le fonctionnement d’un ensemble aussi large que possible de bâtiments ou sites tertiaires et industriels du point de vue de leur demande instantanée d’électricité, afin de les rendre acteurs de l’équilibre du système électrique. Par exemple, l’agrégateur procède à des délestages partiels de certains usages électriques des bâtiments qu’il pilote (chauffage, climatisation, traitement d’air, eau chaude sanitaire, éclairage, ascenseurs, informatique, process industriels, etc.), change momentanément les consignes des gestions techniques centralisées (GTC) & des gestions techniques des bâtiments (GTB), ou démarre des groupes électrogènes de secours disponibles sur d’autres sites, durant les périodes de pointe de demande sur le réseau. Lorsque la législation le permet, il agit, donc, comme un générateur de flexibilité locale et crée de la valeur pour ses clients en vendant cette flexibilité au système électrique. On appelle parfois cette flexibilité une « centrale électrique virtuelle ».

Pour mieux réguler la distribution d’électricité sans léser le confort des utilisateurs, il faut parvenir à la stocker en période ou le système électrique est le moins chargé (de manière directe avec des batteries, ou indirecte sous forme d’énergie transformée) afin de ne fournir que l’électricité demandée, et à utiliser ces stocks tampon lors des pics de demande. Le stockage est essentiel aux Smart grids et contribue à l’équilibre du réseau et à sa stabilité, il augmente l’efficacité des installations de transport et de distribution du réseau électrique et permet d’intégrer les énergies de sources renouvelables. Le secteur de l’électricité est l’une des rares industries qui ne dispose pas de système de stockage de masse, systématique, économique, facilement manipulable et accessible en tous points du réseau. Néanmoins, des solutions performantes ont été développées ces dernières années, au point d’en envisager le déploiement commercial. Différentes possibilités de stockage existent, au niveau individuel (batteries de véhicules électriques, ballon d’eau chaude, etc.), d’un bâtiment (inertie thermique, batterie chaude ou froide, etc.), d’une collectivité (barrage électrique, château d’eau, etc.), ou d’une industrie sous forme de stockage de produits intermédiaires (broyeur de cimenterie, etc.). L’agrégateur doit, donc, aider le consommateur final à réfléchir de manière globale à ses usages électriques et énergétiques afin de dégager un stockage : c’est un élément incontournable pour gagner en flexibilité.

Pour jouer son rôle, l’agrégateur a besoin de rendre les immeubles et sites industriels qu’il pilote « intelligents », afin de disposer des informations et des moyens d’actions lui permettant de gérer son parc depuis un poste de commande central. Il a, également, besoin de modèles pour prévoir les résultats de son action sur un site (par exemple le chauffage dans un immeuble), afin de pouvoir agir en préservant un niveau de confort ou de service minimum. Enfin, il doit disposer des systèmes d’information lui permettant d’anticiper les évolutions du marché et d’optimiser la valorisation de cette disponibilité de puissance d’effacement. C’est, donc, un métier ou plutôt une fonction entièrement nouvelle qui requiert de très nombreux développements en matière de R&D et repose sur les NTIC.

Afin de réaliser l’analyse énergétique (par exemple : pour qu’un industriel maîtrise sa demande électrique tout au long de son process ou pour qu’un bâtiment puisse s’autoréguler en fonction de son exposition, de son occupation, des conditions météo et de ses capacités de production d’énergie renouvelable et de stockage), il faut que les sites soient instrumentés, dotés de capteurs et de systèmes d’information et de communication, pour mesurer, détecter des anomalies, actionner des équipements (stores, système de chauffage ou de climatisation, etc.). Cela relève de la gestion technique centralisée, qui rend les bâtiments intelligents ou les process industriels économes, domaine dans lequel beaucoup d’équipements existent déjà. Cependant, l’enjeu n’est plus de faire uniquement du suivi a posteriori, mais d’anticiper l’évolution de la consommation et de piloter (par délestage, ajustement des courbes de chauffe, etc.) en temps réel les installations.

Au-delà de l’instrumentation des sites, l’agrégateur a besoin d’un système de collecte d’informations et de pilotage performant.

En effet, l’agrégateur d’effacement se situe au centre d’un grand nombre d’acteurs. Il gère des flux d’informations à l’interprétation complexe, avec des contraintes de fiabilité forte et nécessitant une grande adaptabilité.
Sa valeur ajoutée est d’autant plus grande qu’il gère des consomm’acteurs avec des profils différents. Le nombre de données gérées augmentant nécessairement avec le développement commercial de l’agrégateur, cela le conduit à s’équiper dès l’origine d’un système d’information performant, modulable, et interfaçable avec une grande variété de GTC & GTB et autres automates. Cet outil informatique est la clé de voûte du système sans laquelle les performances attendues par l’agrégateur ne peuvent être garanties.

Le système d’information fournit aux traders les données qui leur permettent de valoriser l’effacement sur les marchés financiers de l’électricité. Parmi ces données, la prévision de la disponibilité d’un site pour s’effacer est la donnée la plus complexe à élaborer. Elle doit prendre en compte, d’une part, des paramètres physiques intrinsèques et, d’autre part, des comportements humains difficilement prévisibles et modélisables.

L’état d’un site et sa consommation doivent être connus en temps réel pour permettre la réactivité imposée par les contraintes du réseau électrique. Les automates permettant le pilotage des sites tertiaires et industriels peuvent ainsi être interrogés et pilotés par le système d’information de l’agrégateur. Les informations ainsi collectées peuvent être complétées par des alertes de dysfonctionnement remontées par les techniciens de maintenance et les refus d’effacement des clients exploitant le site.

La modélisation du site dans l’outil informatique est faite en amont par un expert du mode de consommation et des habitudes du client. Cette phase préalable à tout effacement est déterminante. Si la prévision n’est pas suffisamment fiable, le réseau électrique est mis en risque et l’agrégateur doit payer des pénalités.

Le développement des Smart grids pourrait être renforcé par la mise en oeuvre d’un marché de capacité. Or la mise en place d’un tel mécanisme en France comme à l'étranger est très lente, parce qu’elle présuppose d’une part l’existence d’un long processus réglementaire, la construction d’un cadre régulatoire adapté et la définition de règles de fonctionnement ; d’autre part, après sa mise en œuvre, , la naissance de véritables signaux de marché stimulant l’investissement et attirant de nouveaux entrants. En France, ce marché de capacité prévu par la loi NOME sera fonctionnel au plus tôt en 2016.
La naissance du nouveau métier ou de la nouvelle fonction d’agrégateur d'effacement est une chance importante pour accélérer l'émergence du marché de capacité. Cette nouvelle approche comporte deux caractéristiques principales :

  • l'agrégation doit permettre de faire accéder au marché un grand nombre de nouveaux acteurs plus petits ou dont l’engagement d’effacement n’est pas totalement garanti sur l’année en apportant sécurité et disponibilité des installations. Autrement dit, lors des déclenchements de l’effacement par l’agrégateur, le consommateur final garde la possibilité à tout moment de revenir en mode « normal ». Cette option laissée au consommateur implique pour l’agrégateur une importante mutualisation des installations et une forte réactivité des systèmes de pilotage pour compenser toute baisse du niveau d’effacement garanti pour l’équilibre du système électrique ;
  • l'agrégation doit être gagnante au plan économique pour les propriétaires des installations incluses dans le plan d'effacement. D’où l’importance de l’existence d’un marché permettant la monétisation de l’effacement.

A l’heure actuelle en France, le mécanisme d’ajustement permet à certains acteurs d’effacement – agrégateurs ou détenteurs en propre – de valoriser leur capacité. Si des travaux sont en cours pour permettre, à terme, l’essor d’une véritable valorisation de l’effacement sur le marché de l’énergie, le cadre actuel limite encore l’émergence de la fonction d’agrégateurs d’effacement électriques. Le nouveau modèle d’affaires de l’agrégateur se construit sur deux services :

  • Le paiement de la capacité (€/MW) pour mise à disposition de la puissance : c’est le cas d’une valorisation marché de capacité (long terme), services système et réserves rapides (court terme)
  • Le paiement de l’énergie (€/MWh) pour livraison de l’énergie : c’est le cas de l’activation sur le marché de l’énergie, des services systèmes et du mécanisme d’ajustement.

Le marché actuel en France est en phase expérimentale. De façon générale, les travaux d’études pour l’agrégation se concentrent sur le développement de modèles de prévision. L’agrégateur cherche à anticiper la consommation d’électricité à une ou deux heures ou à quelques jours, par exemple, en essayant de déterminer des stratégies de délestage en fonction des appels de puissance, etc. Une modélisation financière est, également, faite pour identifier le modèle économique permettant d’intégrer les Smart grids dans le marché actuel. Enfin, un intérêt tout particulier est porté à l’impact environnemental et social des Smart grids – analyse du cycle de vie des systèmes, acceptabilité par les usagers et les différents acteurs du marché, etc.

Ainsi est né le projet Réflexe mené par le groupe Veolia/Dalkia et ses partenaires dans le consortium (Alstom, Supélec, Ines, Sagemcom), premier projet AMI signé par le Premier Ministre pour vérifier la faisabilité économique, technique, comportementale et sociétale de cette approche afin de passer ensuite à une phase d’industrialisation de cette offre en multipliant les installations concernées.

Ce démonstrateur régional principalement basé dans la Communauté d’Agglomération de Nice (06) teste un dispositif d’agrégation basé sur une centrale de gestion informatisée permettant un pilotage en temps réel des actifs du portefeuille production-stockage-consommation. Le projet doit garantir d’une part des économies de puissance en équilibrant la demande en fonction des capacités de fourniture d’électricité et d’autre part, le confort et l’usage du système pour tous. Il permettra également de définir des modèles économiques pérennes.

Cette expérimentation met en œuvre des solutions de pilotage de la production, du stockage et de la consommation d’électricité au niveau d’une vingtaine de bâtiments – immeubles tertiaires, station d’épuration, centrales photovoltaïques, installations de stockage (piles à combustible, centrale hydraulique, stockage thermique, stockage par batteries…) et stations de pompage d’eau potable. Est examiné le lissage de la charge énergétique résultante appelée sur le réseau régional de distribution ainsi que son impact environnemental. Quatre axes de travail sont envisagés. Le premier porte sur les infrastructures consommatrices : il s’agit de prédire leur comportement énergétique et d’identifier les gisements de flexibilité qu’elles présentent. Le deuxième porte sur les infrastructures de production et de stockage : l’étude de la flexibilité apportée par les moyens de stockage locaux et le contrôle de la production électrique décentralisée. Le troisième volet de ce projet de recherche concerne l’agrégation proprement dite : il porte sur l’infrastructure de communication et les solutions logicielles à mettre en œuvre pour récupérer les données des différents sites et les traiter, avec pour objectif un pilotage optimisé des flux. Enfin, le quatrième volet concerne les études économiques, environnementales et sociologiques.



Cette fiche a été rédigée par Dalkia.




Comment financer l’intégration des EnR ?

Le coût de l’intégration des EnR

Les énergies renouvelables remettent en question le fonctionnement centralisé du système électrique. L’intégration de la production décentralisée requiert des travaux supplémentaires de raccordement et de renforcement.

En France, depuis l’adoption de la loi du 7 décembre 2010 portant Nouvelle organisation du marché de l’électricité, ou loi NOME, le financement des raccordements est strictement défini. Ainsi, le producteur doit prendre à sa charge le raccordement de son installation (branchement et extension) et les gestionnaires de réseau sont chargés des travaux de renforcement.


Source : EU-DEEP

Les travaux réalisés par les gestionnaires de réseaux sont couverts par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). En effet, le TURPE est élaboré par la CRE afin d’assurer l’entretien, le renforcement et la sécurité des réseaux électriques. Le TURPE couvre donc l’ensemble des charges des gestionnaires de réseaux, dont celles liées aux renforcements de réseaux engendrés par l’intégration des EnR. Le TURPE donne aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leur mission de service public et assurent aux utilisateurs un accès non-discriminatoire aux réseaux.

En 2010, le raccordement des EnR aux réseaux de distribution d’électricité a été financé par ERDF, via le TURPE, à hauteur de 249 millions d’euros.

Année 2007 2008 2009 2010
Coût du raccordement des EnR (en millions d’euros) 50 74 105 249
Source : ERDF

Cependant, la question du financement des énergies renouvelables et de leur intégration aux réseaux électriques reste toujours d’actualité, et ce pour plusieurs raisons :

  • la fixation d’objectifs de production de plus en plus ambitieux en matière de production ;
  • les perspectives d’augmentation des coûts des politiques de soutien ;
  • les coûts liés au maintien de l’équilibre du système (car les énergies renouvelables sont des énergies intermittentes qui induisent de nouvelles contraintes pour l’équilibre du système électrique) ;
  • l’éloignement croissant des sites de production d’électricité d’origine renouvelable (éolien offshore, solaire thermodynamique dans les déserts, etc.) par rapport aux réseaux de transport et de distribution déjà existants (voir le dossier sur les Super grids).

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le montant total cumulé d’investissement dans les EnR, majoritairement dans la production solaire et éolienne, entre 2007 et 2030, s’élève à 5.500 milliards de dollars.

ENTSOE indique que l’intégration des EnR aux réseaux électriques est un des principaux moteurs de l’investissement dans les réseaux électriques, avec l’intégration des marchés et la sécurité d’approvisionnement.

Dans son étude intitulée Roadmap 2050 publiée en avril 2010, la Fondation européenne pour le climat (FEC) indique que l’Union européenne pourrait répondre à au moins 80 % de ses besoins énergétiques avec de l’énergie renouvelable d’ici 2050 sans que le montant total des investissements nécessaires à une Europe basse en carbone soient plus élevés que ceux pour poursuivre la trajectoire énergétique carbonée actuelle. La FEC estime qu’un mix énergétique à 80 % d’énergies renouvelables obligerait l’Europe à dépenser 2.860 milliards d’euros en CAPEX dans de nouvelles installations de production, renforcements de réseaux et centrales de soutien entre 2011 et 2050. En sus, 5.705 milliards d’euros viendraient s’ajouter en OPEX, comprenant les coûts d’énergie fossile, l’utilisation non optimale des centrales et les pertes de stockage.

Le coût total de 8.565 milliards d’euros serait presque équivalent au scénario « business as usual », dans lequel les investissements seraient moindres en renforcements de réseau mais plus élevés en matière d’exploitation. À long terme, le coût économique d’un mix énergétique faible en carbone serait plus faible.

Pour en savoir plus :

Enjeux relatifs au raccordement des installations photovoltaïques aux réseaux publics de distribution
European Climate Foundation – Roadmap 2050, A practical guide to a prosperous, low-carbon Europe

Les mécanismes de financement de l’intégration des EnR en Europe et dans le monde

Il existe, en Europe, différents dispositifs économiques de soutien destinés à pallier le manque de compétitivité de l’électricité d’origine renouvelable et à inciter les producteurs à investir dans ces sources d’électricité :

  • les instruments « prix » (Allemagne, France) : ils associent obligation d’achat et prix garantis ;
  • les instruments « quantités » : ils s’appuient sur des objectifs quantitatifs (les quotas) et des mécanismes de flexibilité (les certificats verts ou garanties d’origine).

Au-delà de ces instruments financiers d’incitation à investir dans les EnR, les économistes examinent la question du partage des coûts d’insertion de la production distribuée sur les réseaux électriques. Concrètement, il s’agit de savoir s’il faut que l’ensemble des utilisateurs du réseau prennent en charge collectivement les coûts associés à cette insertion, avec l’avantage de favoriser son développement, ou bien s’il faut imputer aux producteurs d’énergie renouvelable décentralisée une partie significative des charges qu’ils génèrent, pour mieux les inciter à s’implanter dans certaines zones par un signal tarifaire adapté.

L’équilibre offre/demande instantané est lui aussi rendu plus complexe avec le développement de moyens de production intermittents. L’amélioration des modèles de prévision météorologique est une des options techniques qui permet de réduire les écarts entre prévisions et productions réelles. Mais d’autres options non techniques sont également explorées telles que la modification des modalités de fonctionnement des marchés. Il s’agit notamment d’autoriser des délais plus courts entre les annonces et les injections effectives (pour améliorer la fiabilité des prévisions) ou d’accroître la tolérance sur les déséquilibres qui donnent lieu à des pénalités économiques.

La gestion collective des déséquilibres constitue également une option. Les opérateurs ne paient alors que pour les déséquilibres résiduels, à charge pour le gestionnaire du réseau de transport de répartir le montant des pénalités entre tous les opérateurs dont les positions ont connu des écarts significatifs.

Les économistes s’intéressent également à la question de l’impact que ces coûts d’intégration (instruments d’incitation, renforcement réseau, gestion des déséquilibres, etc.) peuvent avoir sur le prix de l’électricité. Compte tenu de son coût marginal quasi-nul, la production d’EnR est parmi les premières appelées au merit order pour la satisfaction des besoins de consommation. En se substituant à des unités de production plus coûteuses, elle devrait donc agir sur les prix à la baisse. (Source : L’insertion des énergies renouvelables intermittentes dans les systèmes électriques : les contributions de l’analyse économique à une problématique d’ingénieur, Philippe Menanteau et Cédric Clastres)

En pratique, l’intégration des EnR produit un impact plus nuancé qui tient à la répercussion plus ou moins forte du coût des politiques de soutien dans les prix de vente, aux besoins de capacités de réserves supplémentaires et au recours plus important au marché d’équilibrage induit par le manque de prévisibilité de la production.

  • En Australie, un projet baptisé « Étendre efficacement le réseau » examine comment partager le coût des infrastructures de raccordement entre les promoteurs et les consommateurs.
  • En Nouvelle-Zélande, l’Electricity Commission cherche à recenser les zones géographiques auxquelles les promoteurs de centrales renouvelables sont susceptibles de s’intéresser afin de s’assurer que les investissements consentis par le propriétaire du réseau de transport réglementé sont correctement dimensionnés dès le départ.
  • Au Royaume-Uni, en vertu de dispositions aujourd’hui abandonnées, les producteurs ne pouvaient être raccordés au réseau tant que National Grid n’avait pas effectué les renforcements nécessaires. Or, comme des investissements importants ont été lancés dans la production d’électricité renouvelable, surtout dans le nord du pays, les demandes de raccordement non satisfaites se sont accumulées et représentent aujourd’hui 60 GW de sorte que les dates de raccordement prévues s’étalent jusqu’en 2023. En 2010, le Royaume-Uni a adopté de nouveaux principes de raccordement, en vertu desquels les producteurs peuvent êtres raccordés au réseau dès que les installations de raccordement sont prêtes. Les coûts liés aux congestions qui en résultent sont, pour l’essentiel, partagés entre tous les opérateurs intervenants sur le marché.
  • Aux Pays-Bas, avec l’essor de la production décentralisée, les gestionnaires des réseaux de distribution ont rencontré des problèmes de capacité. Ils sont soumis à un étalonnage concurrentiel qui récompense les distributeurs qui ont amélioré divers aspects de leur activité (comme la qualité de service ou la quantité) mais, à l’heure actuelle, ne récompense pas les entreprises qui prennent en charge la production décentralisée. D’aucuns redoutent que ce dispositif ne freine l’essor de la production décentralisée et ait un effet défavorable sur la capacité des Pays-Bas à atteindre leurs objectifs d’émissions. L’autorité de régulation néerlandaise propose d’instaurer une « catégorie de production » correspondant à la production décentralisée qui permettrait à une entreprise de distribution d’augmenter ses recettes en fonction du volume de production décentralisée qu’elle fournit à ses clients.

Il n’est pas toujours rentable pour la collectivité, surtout à court terme, de construire des réseaux de transport et de distribution pour éliminer toutes les congestions. Dans de nombreux pays, les investissements substantiels consentis dans des moyens de production renouvelables ont entraîné des congestions périodiques du réseau de transport, congestion qu’il faut gérer, surtout sur les réseaux où l’on pratique une tarification régionale ou zonale (comme au Royaume-Uni) et non nodale (comme en Nouvelle-Zélande). Les investissements importants effectués en Écosse dans des moyens de production renouvelable ont créé des contraintes sur le réseau de transport. Le Royaume-Uni écrit que « des contrats d’un genre nouveau sont de plus en plus utilisés pour équilibrer la production. Parmi ces contrats, on peut citer les contrats d’effacement prévoyant des délestages et ou un plafonnement des volumes de production participant à l’ajustement qui permettent de réaliser des économies par rapport à la méthode classique qui consiste à gérer les contraintes en ayant recours au mécanisme traditionnel d’ajustement ». Les Pays-Bas ont également été contraints de mettre en place un dispositif de gestion des congestions en raison des contraintes qui résultent de l’existence, principalement dans l’ouest du pays, d’unités de production décentralisées associées à des serres. Comme au Royaume-Uni, le coût de ce dispositif est réparti entre tous les utilisateurs du réseau.

Pour en savoir plus :

Rapport de l’OCDE - Électricité : Énergies renouvelables et Smart grids

Conclusion

Depuis dix ans, les énergies renouvelables connaissent un développement significatif, et ce pour plusieurs raisons :

  • les préoccupations environnementales nationales et internationales ;
  • l’évolution du contexte réglementaire ;
  • les progrès des technologies et la réduction de coûts ;
  • les incitations économiques liées au développement d’une filière industrielle.

Cet afflux de moyens de production, tant en nombre d’installations qu’en termes de capacité, modifie les habitudes et le métier des gestionnaires des réseaux de distribution. Il transforme les réseaux publics « de distribution » en réseaux publics « de distribution et de collecte ». Les procédures d’exploitation doivent dorénavant tenir compte des installations de production raccordées aux réseaux. Pour les gestionnaires des réseaux de distribution, c’est aussi un important vecteur d’investissements. ERDF estime ainsi que, pour chaque gigawatt d’installation photovoltaïque, elle investit de 400 à 500 millions d’euros en raccordement et renforcement des réseaux.

Cependant, l’adaptation des réseaux de distribution pour l’intégration des EnR nécessite de relever des défis liés à la planification et aux procédures administratives. Des réflexions sont à mener sur les incitations économiques pour les gestionnaires de réseaux et les investisseurs afin qu’ils renforcent les réseaux.

Par ailleurs, le raccordement massif de la production d’origine renouvelable conduit à des difficultés nouvelles. Ainsi, la part grandissante de l’énergie intermittente dans le mix énergétique des îles ne disposant pas d’interconnexions avec d’autres réseaux électriques commence à mettre en cause l’équilibre entre la production et la consommation de ces « petits » réseaux de distribution insulaires, gérés par EDF SEI. Des questions similaires pourraient apparaître progressivement sur les réseaux métropolitains continentaux si le raccordement exponentiel des productions intermittentes devait se poursuivre.

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Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son cinquième forum le 5 juillet 2011 sur le thème de l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques.

Messieurs Robert Durdilly, Président de l’Union Française de l’Electricité, Gilles Galléan, Directeur technique chez ERDF et Fabrice Cassin, Avocat, associé responsable du Département Droit public/Environnement chez CGR Legal ont accepté de participer au forum en tant qu’intervenants et de nous faire part de leur expertise sur le défi que représente l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques.


Point de vue de Robert Durdilly
Président

Point de vue de Gilles Galléan
Directeur technique

Point de vue de Fabrice Cassin
Avocat
Associé responsable du Département Droit public/Environnement


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview d'Emmanuel Jeanjean
Chargé de mission énergie

Interview de Mathieu Bonnet
Directeur général

Interview de Benoît Robyns
Directeur de la Recherche de l’Ecole des Hautes Etudes d’Ingénieur de Lille
Responsable de l’Equipe RESEAUX du Laboratoire d’Electrotechnique et d’Electronique de Puissance de Lille

Interview de Nouredine Hadjsaid
Professeur à Grenoble Institut Polytechnique au sein de l’école ENSE3
Chercheur au sein du Laboratoire du Génie Electrique de Grenoble (G2ELAB)

Interview de Brigitte Peyron
Directeur accès au réseau

Interview de Jean-Louis Bal
Président

 

Interview de David Saint-André
Responsable du raccordement électrique des installations d’ENERTRAG France

 

Interview de Stéfan Lucien et Caroline Serraud
Respectivement Responsable Innovation au sein du Département Energie – Spécialité Météorologie et Consultant au sein du département Energie – Spécialité Météorologie

Interview de Nicolas Schmutz
Président et Fondateur de Reuniwatt




Interview de Robert Durdilly (UFE) :

Le contexte de développement des énergies renouvelables en France est marqué par plusieurs facteurs :

  • la croissance des EnR est entraînée par le Paquet Energie-Climat européen qui assigne un objectif de 20 % d’EnR dans la consommation totale d’énergie à l’horizon 2020. Dans le cadre du Grenelle de l’Environnement, la France a porté cet objectif à 23 % ;
  • le bilan CO2 français est très positif. Il est de 65 g par KWh consommé contre 382 g par KWh en moyenne en Europe ;
  • le prix de l’électricité français est très compétitif par rapport à la moyenne européenne. La France est le 4ème pays d’Europe où l’électricité est la moins chère pour les entreprises : 69 €HT/MWh vs 96,7 €/MWh et le 8ème pays pour les ménages : 85,7 €/MWh vs 120,6 €/MWh (Source UFE).

Cependant, la France est en retard par rapport à l’objectif qu’elle s’est fixée pour 2020 : en 2010, les EnR représentaient environ 13 % de la consommation totale d’énergie française contre 9,7 % en 2005. Il reste donc encore 10 % à combler pour atteindre l’objectif 2020.


Source : UFE

L’intermittence est une question complexe et un des éléments clés de l’intégration des EnR aux réseaux électriques. Compte tenu de la faible part des EnR dans le mix énergétique français, les fluctuations engendrées par les EnR sur les réseaux sont faibles (de l’ordre de quelques milliers de mégawatts seulement) et ne constituent donc pas une difficulté majeure pour l’intégration des EnR aux réseaux en France. En revanche, la situation est différente dans les autres pays européens. En Allemagne par exemple, ces fluctuations vont jusqu’à plusieurs dizaines de milliers de mégawatts.

Dans les zones insulaires, le seuil maximal d’injection de 30 % d’EnR sur les réseaux est très rapidement atteint. De ce fait, les systèmes électriques insulaires représentent des lieux d’expérimentation particulièrement adaptés pour améliorer l’intégration des EnR aux réseaux.


Source : UFE

L’UFE a engagé une étude prospective sur l’intermittence afin de modéliser la situation des réseaux électriques français à l’horizon 2030. Les conséquences engendrées par l’intermittence des EnR sur les réseaux varient en fonction des différents scénarios de mix de production. L’UFE a réalisé 3 scénarios différenciés et analysé l’impact de ces scénarios sur les coûts, les prix, les émissions de CO2 et la balance commerciale.

Deux scénarios modélisent une sortie, plus ou moins rapide, du nucléaire, avec une production issue des énergies renouvelables comprise entre 30 % et 40 %. Dans ces scénarios, les investissements dans des moyens de « back up » thermiques sont indispensables et très importants.

Le troisième scénario maintient le nucléaire et stabilise le développement des EnR aux objectifs du Grenelle de l’Environnement (23 % de la production). Ce scénario conduit à un taux d’utilisation très faible des moyens de production thermiques et se caractérise par des volumes d’exportation élevés.

L’intégration des EnR aux réseaux électriques a de multiples conséquences pour le système électrique car elle bouleverse la production. Pendant 30 ans, la recherche de l’équilibre offre/demande a été centrée sur la question de la pointe hivernale. Désormais, s’y ajoute l’aléa climatique avec un enjeu sur la rentabilité des moyens thermiques de « back up ». Par ailleurs, le système passe d’une production centralisée à une production décentralisée.

Ce bouleversement de la production nécessite de nouvelles formes d’organisation du système électrique. Ainsi, il faudra assurer la rentabilité des moyens thermiques de « back up » par :

  • la mise en place d’une obligation et d’un marché de capacité qui assureront un complément de rémunération affecté à la puissance disponible des actifs thermiques ;
  • une réflexion autour de la valorisation des services-système que fournissent en partie les unités thermiques ;
  • une réflexion pour garantir l’alimentation électrique à tout moment pour faire face aux aléas climatiques ou intermittence.

Il faudra également repenser l’organisation du réseau pour une gestion optimisée de la production et de la demande (complexification des flux et risque de congestion des réseaux, équilibrage local, national (actuellement à travers le mécanisme d’ajustement et les services système) et européen).

Ce bouleversement de la production nécessitera également de développer l’efficacité énergétique et d’agir sur les habitudes de consommation de l’énergie, c’est-à-dire de mieux contrôler la consommation, de mettre en place des marchés d’effacement et de conserver et de développer le stockage (maintien du potentiel existant (ECS et STEP) et développement de nouveaux moyens comme le véhicule électrique).

Plusieurs questions restent encore en suspens sur le sujet :

  • Comment utiliser les nouvelles possibilités de contrôle pour équilibrer l’offre et la demande ?
  • Quels investissements dans les réseaux pour éviter les congestions ?
  • Comment concilier le développement des EnR et l’optimisation des réseaux électriques ?
  • Comment assurer le financement du développement des EnR ?
  • Comment permettre la rentabilité des moyens de production thermique en « back up » de la production intermittente ?

Robert Durdilly
5 juillet 2011


Robert Durdilly est le Président de l’UFE.







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.




Interview de Fabrice Cassin (CGR Legal) :

L’intervention de Fabrice Cassin éclaire, sous l’angle du producteur, les problématiques juridiques de l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques.

L’intégration des EnR au réseau est une intégration dans un marché intérieur européen de l’électricité qui traduit la rencontre de deux logiques :

  • une production d’électricité nouvelle et indépendante s’inscrivant dans un contexte de libéralisation du marché électrique ;
  • une production d’électricité verte bénéficiant d’une priorité de développement dans un cadre aidé.

La priorité de développement assignée par le législateur communautaire découle de l’intégration contrainte de 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique totale de l’Union européenne d’ici 2020, avec pour la France un objectif de 23 %.

Au-delà des mécanismes de soutien hors marché de type obligation d’achat ou appels d’offres, ces énergies ne peuvent naturellement se développer sans être acheminées et sans accès aux réseaux publics.

L’article 32 de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 organise un système d’accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution. Ce système, fondé sur des tarifs publiés, doit être appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du réseau.

L’article 16 de la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 prévoit pour sa part un « accès prioritaire et un accès garanti » au réseau électrique.

Si les objectifs assignés aux Etats sont clairs. Ils subissent cependant l’épreuve de la réalité. Comme le rappelle le rapport d’activité de la CRE pour 2010, le nombre d’installations de production, majoritairement photovoltaïques et éoliennes, raccordées aux réseaux publics d’électricité, a été multiplié par 30 depuis 2005. Cette accumulation de demandes a entraîné l’épuisement des capacités d’accueil disponibles, qui n’était déjà pas étendues (par exemple, le Nord et le Nord-Est de la France présentent des insuffisances de capacité d’accueil).

C’est ainsi qu’il faut constater l’évidence : les installations d’énergies renouvelables ne bénéficient pas de facto d’un accès prioritaire et garanti aux réseaux publics français. Cette situation génère de grandes difficultés juridiques relativement aux questions de coûts, de délais de raccordement et d’effectivité de l’accès et marque la relativité du droit d’accès prioritaire.

Dans ce contexte, quatre points résument les enjeux auxquels sont confrontés les producteurs d’énergie renouvelable.

1. La teneur du droit d’accès au réseau dont les capacités d’accueil sont saturées : une obligation s’impose, la gestion transparente et non discriminatoire de l’accès

A la suite de l’article 23 de la loi du 10 février 2000, c’est l’article L. 111-91 du code de l’énergie qui affirme aujourd’hui le principe du droit d’accès aux réseaux publics d’électricité. Ce droit d’accès bénéficie donc à tout producteur d’électricité quel qu’il soit et son exercice passe par un mécanisme contractuel organisé entre le gestionnaire de réseau et le producteur.

Le producteur s’engage avec le gestionnaire de réseau dans un avant contrat (proposition technique et financière – PTF), puis dans un triptyque contractuel comprenant, le raccordement, l’accès au réseau et l’exploitation. Pour autant, il ne s’agit pas d’une négociation contractuelle sur des bases égales et dans laquelle l’autonomie de la volonté jouerait pleinement. Il faut retenir que l’accès au réseau est subordonné au respect par le producteur de prescriptions techniques prévues par les textes réglementaires. Ce sont, en particulier, le décret n° 2008-386 du 23 avril 2008, les arrêtés du même jour, ainsi que les référentiels techniques. La Cour d’appel de Paris a rappelé ce caractère contractuel et a engagé le producteur à ne pas signer inconsidérément et, le cas échéant, à émettre des réserves (CA Paris, arrêt du 24 février 2004, EDF c./ Sinerg).

Cette négociation est, en effet, marquée par une asymétrie d’information. C’est pourquoi la transparence est primordiale et les critères de refus d’accès au réseau – lorsqu’un refus est opposé – doivent être objectifs, non discriminatoires et publiés.

Ces critères de refus ne peuvent être fondés que sur des impératifs liés au bon accomplissement des missions de service public et sur des motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux, et à la qualité de leur fonctionnement. Autant d’éléments qui sont du seul ressort du gestionnaire de réseaux. Il est donc essentiel que les refus d’accès soient soumis au contrôle strict de la CRE.

Depuis la décision du 3 juin 2004, Pouchon Cogen c./ EDF, la CRE a assimilé à un refus d’accès des comportements manifestement dilatoires. Cette ligne de « jurisprudence » me paraît essentielle.

Pour autant, il est vrai que les gestionnaires de réseaux ont dû faire face à un afflux de demande dans l’attente des travaux de renforcement des réseaux. La rareté ainsi que les délais administratifs et contentieux de développement des projets à partir d’EnR a également conduit les producteurs à vouloir réserver bien en amont des capacités d’accueil.

En réponse, les gestionnaires de réseaux ont choisi d’établir un classement des projets selon l’ordre d’arrivée. Des files d’attente se sont ainsi constituées. Les premiers projets entrés bénéficient de la capacité disponible, les suivants font l’objet de limitations d’injection dans l’attente des renforcements nécessaires. C’est la règle empirique du « premier arrivé premier servi ».

C’est pour cette raison que la CRE a encadré le fonctionnement de ces files d’attente via des délibérations dont les plus importantes sont celles du 11 juin 2009. En 2010, la CRE a approuvé la nouvelle procédure de RTE.

Le principe est de faciliter l’accès à la capacité d’accueil disponible aux projets les plus avancés. Ce qui suppose une appréciation transparente et non discriminatoire de ce qu’est un projet avancé et la gestion, sous le contrôle du régulateur, de l’entrée et de la sortie de la file d’attente. Depuis 2004, les procédures ont, en particulier, prévu de retenir, pour l’entrée en file d’attente, l’obtention du titre d’urbanisme qui atteste du caractère avancé du projet.

Le maintien en file d’attente n’est pas non plus de plein droit. Pour les projets raccordés au réseau public de transport, chaque producteur est désormais tenu :

  • de justifier de l’avancement du projet par la production de pièces listées en annexe de la procédure ;
  • ou bien, de s’acquitter d’une somme substantielle (1.000 euros par mégawatt).

C’est un changement substantiel puisque jusque-là la procédure ne le permettait pas. Et, les possibilités de sortie de file d’attente avaient été logiquement exclues par le CoRDiS (comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie chargé d’exercer les missions mentionnées aux articles L. 134-19 à L. 134-34 du code de l’énergie) dans une décision du 23 janvier 2009 Couffrau Energie c./ RTE.

2. Un autre obstacle à l’intégration des EnR : le coût du raccordement supporté par les producteurs d’énergies renouvelables.

Les coûts de raccordement ont un impact sur la viabilité des projets. Cela pose très directement la question de qui supporte quoi.

Le système emprunte aux deux principes du « shallow cost » et du « deep cost ». Néanmoins, l’évolution depuis 2007 témoigne d’un alourdissement des coûts supportés par le producteur. Selon les termes de l’arrêté du 28 août 2007, le producteur d’électricité prend à sa charge les éléments du réseau pour un raccordement à la tension de référence. En définitive et depuis la loi du 7 décembre 2010 (article 11 de la loi NOME), le producteur doit payer l’intégralité des ouvrages créés dans le niveau de tension auquel il se raccorde, ainsi que tous les ouvrages créés dans le niveau de tension supérieur.

Le poste « frais de raccordement » d’un projet renouvelable a constamment augmenté depuis six ans alors qu’en parallèle, les sites développés ne sont moins rentables et les raccordements sont plus complexes en raison de l’épuisement des capacités d’accueil.

Cette augmentation des coûts représente une barrière majeure pour l’intégration des EnR dans le système électrique. C’est pourquoi la disparition de la réfaction tarifaire (contribution par le tarif d’utilisation des réseaux d’une partie du coût de raccordement) doit s’accompagner d’une redéfinition du périmètre de la contribution des producteurs si l’on veut tenir compte de la banquabilité des projets.

Lorsque dans une zone, l’augmentation de la capacité d’accueil nécessaire au raccordement d’un projet en HTA exige la création ou le renforcement d’un poste source, les coûts relatifs à cette opération sont mis à la charge d’un seul producteur, le premier arrivé. Cela crée un effet de « barrière à l’entrée » auquel s’ajoute un effet d’« aubaine » pour les éventuels projets suivants, qui peuvent profiter des infrastructures créées sans avoir à participer à leur financement.

Cette problématique de la mutualisation qui a pris une importance nouvelle pour l’éolien avec la création des zones de développement de l’éolien (ZDE) en 2005 reste sans solution. Elle bloque de nombreux projets et incite les producteurs à se raccorder au réseau public de transport avec la création de réseaux électriques privés.

3. Le raccordement indirect constitue, au-delà de son actualité récente, l’exemple d’une solution palliative face aux coûts et aux délais importants de raccordement.

D’expérience, on doit constater une hostilité des gestionnaires de réseau aux solutions indirectes de raccordement. C’est une solution à laquelle le décret du 23 avril 2008 a tenté de faire obstacle. L’article 2 prévoit l’établissement d’une convention de raccordement et d’une convention d’exploitation, par site et par producteur. C’est la « quadruple unicité » chère aux gestionnaires de réseaux.

Le raccordement indirect n’est pas appréhendé en tant que tel par les textes, mais la CRE puis le CoRDiS le regardent comme une solution expédiente lorsqu’elle permet un raccordement au moindre coût.
Les deux dernières décisions réaffirmant la légalité du raccordement indirect sont ainsi :

  • pour le raccordement aux réseaux publics de distribution, la décision du CoRDiS du 2 octobre 2009, Tembec Tarascon et Bioénerg c./ ERDF, confirmée par la Cour d’appel de Paris, le 7 avril 2011 ;
  • pour le raccordement au réseau public de transport, la décision du CoRDiS du 12 juillet 2010, SEPE Le Nouvion c./ RTE, confirmée par la Cour d’appel de Paris, le 30 juin 2011.

La Cour d’appel de Paris a réaffirmé dans ses deux arrêts que « ni l’article 14 de la loi du 10 février 2000, ni aucune autre disposition de cette loi n’oblige à un raccordement direct au réseau public de transport et, qu’au surplus, ni cette loi ni aucun autre texte pris pour son application ne subordonne le rachat de l’électricité produite dans le cadre du régime légal de l’obligation d’achat à un tel raccordement ».

Ces décisions confirme ainsi l’acceptation large du raccordement indirect, puisque deux situations distinctes visées dans ces décisions :

  • d’une part, dans la première affaire, il s’agissait, de manière « classique », d’une installation de cogénération, la société Bioénerg, raccordée à un réseau privé d’un site industriel, la société Tembec Tarascon. Ce site industriel est le client de tête d’ERDF et a la qualité de consommateur ;

  • d’autre part, de manière plus innovante, dans la seconde affaire, la carence de développement du réseau et la difficulté liée à l’effet barrière ont conduit les développeurs à s’associer pour organiser le raccordement de quatre sites de production éoliens à un poste de transformation privé. Ce poste privé est géré par la société SEPE Le Nouvion qui ne présente que la qualité d’« utilisateur » du réseau, sans être ni producteur ni consommateur.

A l’initiative des producteurs et dans le silence des textes, s’est donc développée une solution de raccordement palliant à la fois la saturation des capacités d’accueil du réseau et l’impossibilité de mutualiser les coûts de création des postes de transformation.

Depuis cette décision, RTE accepte désormais le raccordement de plusieurs producteurs en un point de livraison via un poste privé, à la condition que les producteurs s’engagent sur une responsabilité solidaire à l’égard de RTE et que le gestionnaire du réseau ait pour interlocuteur unique, un mandataire, choisi par ces producteurs.

Cette procédure est beaucoup plus contraignante que la solution dégagée dans l’affaire SEPE Le Nouvion, s’agissant de la responsabilité solidaire, qui est susceptible d’entraver les processus de co-développement.

L’achèvement du raccordement ne met pas fin à l’existence de contraintes qui peuvent se poursuivre et être contractualisées au stade de l’exploitation.

4. Les contraintes subies au stade de l’injection : les indisponibilités et les effacements, constituent autant de restrictions à la garantie d’accès

Les gestionnaires de réseaux doivent assurer à tout moment l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau ainsi que la sûreté et l’efficacité des réseaux. Cet impératif, couplé à l’insuffisance des capacités d’accueil, conduit à imposer aux producteurs, pendant la durée nécessaire au renforcement des ouvrages congestionnés, des heures d’effacement annuel. Le nombre d’heures en cause peut être considérable, et la durée de renforcement des réseaux peut aller jusqu’à dix ans. C’est une mise en cause de la garantie d’injection.

Conformément au principe de transparence et de non discrimination, le régulateur veille à une rigoureuse justification de ces heures d’effacement, et a pu limiter à trente mois la durée pendant laquelle de tels effacements pourraient être appliqués, notamment dans la décision de la CRE du 27 septembre 2005, La Compagnie du Vent c./ EDF.

Le CoRDiS a statué de même s’agissant des heures de déconnexion prévues pour les réseaux insulaires, en imposant au gestionnaire de réseaux d’évaluer dans la convention de raccordement la « durée maximale de déconnexion susceptible d’être imposée » en se fondant sur la date d’entrée dans la file d’attente de l’installation (décision du CoRDiS du 4 juin 2010, Juwi ENR c./ EDF).

En présence d’effacement, l’enjeu capital est donc :

  • d’une part, la justification au plus près de la nécessité des heures effacées ;
  • d’autre part, la contractualisation d’un plafonnement qui permet seule au producteur de prendre la décision de poursuivre le projet.

Et au financier de financer le projet. Des difficultés surviennent lorsque la convention de raccordement ne prévoit que dix heures de déconnexion, mais sans engagement de plafond de la part du gestionnaire.

Ces différentes problématiques se résoudraient si une planification dynamique et volontaire des capacités de raccordement existait.

C’est en tout cas l’objectif affiché par la loi Grenelle II qui prévoit, dans son article 71, deux outils visant à lever ces barrières :

  • la mise en place des schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables qui ont pour objet de définir les infrastructures HTB et les postes sources HTB/HTA nécessaires à l’accueil de la production renouvelable à venir, production identifiée dans les schémas régionaux du climat de l’air et de l’énergie (SRCAE). Ces schémas de raccordement pourraient permettre de résoudre le problème de saturation constaté dans plusieurs régions par la planification des travaux nécessaires pour atteindre les objectifs fixés par les SRCAE ;
  • la « quote-part » mis à la charge des producteurs qui rend possible la mutualisation des coûts de raccordement et pourrait permettre de lever les blocages dus aux effets de « barrière et d’aubaine » en répartissant les coûts relatifs à la création et au renforcement de postes sources HTB/HTA entre les différents producteurs.

Cette planification répond aux attentes des opérateurs en termes de sécurité, de maîtrise des coûts et de prévisibilité de leur implantation. C’était d’ailleurs l’espoir qui était né lors de la création des zones de développement de l’éolien par la loi du 13 juillet 2005.

Les modalités de mise en œuvre de ces schémas – qui demeurent d’ailleurs des documents d’objectifs non contraignants – soulèvent de plus un certain nombre d’interrogations, au premier rang desquelles la question du délai de renforcement des réseaux.

Le processus d’établissement des SRCAE et des schémas de raccordement prendra plusieurs années – 2013 ou 2014 – et la construction des premières infrastructures, dans le cadre de ces schémas, prendra au moins trois années supplémentaires. Les premiers renforcements ne seront donc pas effectifs avant 2016 - 2017.

Dans l’intervalle, l’intégration au réseau électrique des énergies renouvelables restera un combat, la priorité d’accès un objectif tendanciel.


Fabrice Cassin
5 juillet 2011


Fabrice Cassin est avocat, associé responsable du Département Droit public/Environnement chez CGR Legal et universitaire. Il est spécialiste en droit public. Il pratique le droit des contrats publics, le droit de l’urbanisme et des montages complexes. Parmi ses spécialités, il faut mentionner, la plupart des matières touchant au droit de l’environnement comme le droit des énergies renouvelables, en particulier le droit de l’éolien pour lequel il est devenu une référence au plan européen, le droit de l’énergie hydraulique, le droit des installations photovoltaïques, et le droit de la biomasse…

La diffusion de cette intervention n'engage pas la CRE sur le fond.

Interview d'Emmanuel Jeanjean (Rhônalpénergie-Environnement) :

En quoi consiste le programme Alpenergy ? Quels sont les participants à ce programme ?

Alpenergy est un programme de coopération internationale autour du thème des énergies renouvelables (EnR) et de la maîtrise de l’énergie sur les réseaux. Il aborde des problématiques et envisage des solutions communes à l’espace alpin, en regroupant six pays différents : l’Autriche, la France, l’Allemagne, l’Italie, la Slovénie et la Suisse. Le programme est subdivisé en plusieurs projets nationaux, ce qui permet un partage des expériences et des résultats.

Ce programme rassemble une dizaine de partenaires européens de l’espace alpin, parmi lesquels des régies assurant la distribution et la commercialisation, des fournisseurs (Allgäuer Überlandwerke en Allemagne et Elektro Gorenjska en Slovénie), un distributeur, des collectivités territoriales (Province de Mantoue en Italie et Allgäu Initiative en Allemagne), des universitaires (Fondazione Politecnico di Milano en Italie, l’Alari Institute de l’Université de Lugano en Suisse, Institut National Polytechnique de Grenoble) et des agences du développement (Kranj en Slovénie, Rhônalpénergie-Environnement en France et B.A.U.M. Consult en Allemagne). En Rhône-Alpes, Rhônalpénergie-Environnement travaille en collaboration avec Grenoble INP sur le projet Alpenergy.

Les partenaires du projet concentrent un large éventail de compétences et d’expériences. Cette approche commune permet de jeter les bases d’une standardisation des technologies et des procédures, en réponse à la libéralisation du marché européen de l’électricité.

Les énergies hydraulique, solaire et éolienne sont largement représentées dans l’espace alpin. L’accès à ces ressources reste néanmoins tributaire d’inégalités territoriales. Pour créer un équilibre entre une production croissante et l’utilisation des EnR et afin de pouvoir gérer une proportion élevée de production électrique distante des lieux de consommation, il faut mettre en œuvre des renforcements majeurs de réseau.

Les centrales virtuelles de petite taille (Virtual Power System – VPS) sont une alternative à ces renforcements, car elles permettent, grâce aux NTIC, une gestion intelligente du réseau (combinaison intelligente de la gestion de la charge, de la production et du stockage). La définition de VPS retenue dans le cadre du projet est assez large, ce qui permet d’inclure dans les applications de centrale virtuelle des fonctions de gestion dynamique de la charge, ou demand-side management.

Le projet Alpenergy prend en compte les aspects techniques et économiques nécessaires à l’introduction d’un modèle opérationnel efficace, dont l’objectif est la standardisation des technologies et des procédures. Les connaissances acquises permettront de générer des revenus et des opportunités commerciales supplémentaires pour les petits producteurs (agriculteurs, entreprises, particuliers…) ainsi que pour les entreprises traditionnelles et innovantes. Alpenergy vise donc à soutenir la compétitivité des entreprises de l’espace alpin, et à faire de celui-ci une vitrine pour les autres territoires de montagne à travers le monde.

Pouvez-vous nous expliquer en quoi consiste le concept de centrale virtuelle ? Ce concept met-il en œuvre des technologies de Smart grid ?

Le concept de centrale virtuelle développé dans le cadre du projet Alpenergy est différent du concept de centrale virtuelle classique. En effet, le projet Alpenergy développe le Virtual Power System (VPS) et non une Virtual Power Plant (VPP).

La VPP est un outil qui permet de gérer la production en temps réel en l’ajustant à la consommation. 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.

Cette centrale ne prend en compte que la production tandis que le système développé dans le cadre du programme Alpenergy permet également de gérer la consommation en temps réel et de l’ajuster en fonction de la production (par l'effacement diffus, etc.). Nous avons cherché à développer une approche systémique et c’est en ce sens que notre projet représente une véritable technologie de Smart grids.

Le modèle de la centrale virtuelle va-t-il s’imposer ?

Ce système est très intéressant car il permet de concilier économie, en permettant l’équilibre offre/demande au meilleur coût, et écologie, en utilisant en priorité les énergies renouvelables. Il devrait fournir au client final une production électrique répondant à ses besoins.

Cependant, à l’heure actuelle, le tarif d’achat ne donne pas ou peu de signal au producteur par rapport à la demande. Il est difficile dans ce contexte de concilier les deux approches et le projet Alpenergy cherche encore des solutions.

Votre programme a pour but de préserver l’équilibre offre/demande tout en intégrant les EnR au réseau. Pouvez-vous nous expliquer les techniques et méthodes employées pour que cela fonctionne ?

Les objectifs recherchés par les pays sont assez divers, reflétant l’hétérogénéité des situations (en termes de taux de pénétration des énergies réparties, de priorités environnementales et/ou politiques, de niveau d’équipement en compteurs communicants). Les principaux objectifs sont :

  • la sécurité de fourniture du réseau de distribution (AÜW en Allemagne et RAEE en France). Par exemple, permettre d’éviter ou de repousser un renforcement de réseau 63 kV, dans une zone alimentée par poche, par des actions de gestion dynamique de la charge, afin d’effacer la pointe pénalisante de consommation en hiver. En raison d’un rejet d’un projet de ligne HTB lors d’une consultation locale, il y a une demande, par les élus locaux, de proposition de solutions alternatives pour assurer la garantie de fourniture de cette zone. Le cas allemand est inverse : il s’agit d’anticiper les congestions à venir, dues à une très forte pénétration des énergies renouvelables et à une forte variabilité de production du photovoltaïque ;
  • l’égalisation comptable des puissances de charge et de production locale (province de Mantoue en Italie). La demande issue d’élus locaux vise à équilibrer, sur la zone d’application, la puissance totale de consommation des bâtiments administratifs avec la puissance totale générée par les sources locales. Cet objectif a ainsi plus un but de démonstrateur qu’une finalité financière, puisqu’il est décorrélé des conditions économiques effectives d’achat ;
  • l’accompagnement de campagne d’installation de compteurs intelligents (AÜW en Allemagne et Elektro Gorenska en Slovénie). Des équipements, tels que les compteurs communicants, peuvent servir de supports matériels pour la réalisation de mesures pour les centrales virtuelles. Actuellement, on assiste à une campagne progressive d’équipement de ces compteurs dans les différents pays européens (France, Slovénie). Ces compteurs permettent essentiellement de télérelever à distance des mesures d’énergie du compteur. Le but des fournisseurs partenaires est ici d’utiliser les premiers retours d’expérience et le concept de VPS pour anticiper un développement de nouvelles fonctions pouvant être assurées par ce type de compteur. Celui-ci pourrait par exemple relayer les ordres de délestage en direction de certains usages (convecteurs électriques, ballon d’ECS, etc.), permettant ainsi un échange bidirectionnel d’informations avec le fournisseur et/ou l’agrégateur.

Emmanuel Jeanjean
5 juillet 2011




Emmanuel Jeanjean était chargé de mission énergie à Rhônalpénergie-Environnement depuis 9 ans. Il a travaillé sur des problématiques variées dans le cadre de projets locaux, régionaux ou européens (maîtrise de l’énergie dans les bâtiments, petit et grand éolien, éducation à l’énergie, plans climat, …).





Rhônalpénergie-Environnement est l'agence de l'énergie et de l'environnement en Rhône-Alpes. Créée en 1978 sous forme associative, Rhônalpénergie-Environnement conseille les collectivités territoriales et les entreprises du tertiaire public en matière d'économie d'énergie, de promotion des énergies renouvelables, de protection de l'environnement et mise en pratique du développement durable.
Ses trois missions principales sont l’animation d'un centre de ressources et d'échanges, le conseil et l’accompagnement des collectivités territoriales et les bailleurs sociaux dans le montage et le suivi d'opérations et l’accompagnement et la mise en œuvre de programmes ou d'actions collectives sur un territoire. Rhônalpénergie-Environnement développe également des projets européens permettant d’apporter des méthodes et des outils innovants au service des collectivités sur le territoire Rhônalpin.

Interview de Mathieu Bonnet (Compagnie nationale du Rhône) :

Pouvez-vous nous expliquer en quoi consiste votre programme « Move In PureTM » ?

Move In PureTM est un concept de fourniture d’électricité verte certifiée et itinérante destinée aux véhicules électriques, centrée sur la gestion intelligente de la recharge.

Pour le conducteur, il s’agit tout d’abord d’obtenir la garantie d’utiliser une énergie renouvelable certifiée pour recharger son véhicule électrique, dans une démarche cohérente de développement et de mobilité durable. C’est d’ailleurs la clé du succès des VE car sans électricité d’origine renouvelable, leur utilisation pourrait dégager autant de CO2 qu’un moteur thermique Diesel…

De plus, grâce à l’itinérance électrique (dite « roaming électrique »), toutes ses recharges sont rassemblées sur une unique facture émise par le fournisseur que l’utilisateur aura librement choisi.

Au-delà de la simplicité d’utilisation et de la transparence apportée à l’utilisateur, Move In PureTM permet de promouvoir le développement des énergies renouvelables en facilitant leur intégration dans le système électrique. En effet, les énergies renouvelables sont, pour la plupart, caractérisées par leur intermittence, source de perturbation pour l’équilibre « production/consommation ». Aussi, en ajustant à chaque instant la recharge des véhicules électriques à la production renouvelable disponible, Move In PureTM contribue à la sûreté du système électrique. Sachant qu’un véhicule est en stationnement 95 % du temps, la souplesse offerte pour ajuster la recharge à l’intermittence de la production est évidente.

La CNR s’attache à ce que cette optimisation de la charge des véhicules électriques respecte les contraintes des parties prenantes : les besoins de l’utilisateur, les contraintes des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, de l’opérateur de l’infrastructure de recharge ainsi que les préconisations du constructeur automobile.

Quels sont les principes de fonctionnement de ce programme et quel est son périmètre ?

Le fonctionnement de Move In PureTM repose sur deux aspects : d’une part, le pilotage intelligent de la charge couplée à une production intermittente et, d’autre part, l’accès pour l’utilisateur de mobilité à une fourniture d’électricité verte de son choix.

Dès à présent, Move In PureTM est techniquement opérationnel. Le pilotage de la charge s’appuie sur un réseau de communication sans fil interfacé, soit avec celui du constructeur automobile dans son offre standard ou optionnelle, soit directement via un boîtier dédié à installer dans le véhicule.

En revanche, la mise en place d’un abonnement itinérant au travers du roaming électrique, pour répondre au principe de libre choix du fournisseur, nécessite une adaptation de la réglementation actuelle. En effet, la facturation d’une consommation du seul véhicule électrique nécessite un comptage spécifique au niveau du point de recharge, soit au niveau de la prise de la borne, soit dans le véhicule. Or un tel sous-comptage, bien qu’il soit déjà techniquement réalisable, n’est pas réglementairement reconnu pour une facturation de l’énergie, en dehors du périmètre d’un gestionnaire public de réseau de distribution.

Ce principe de libre choix du fournisseur par l’utilisateur de mobilité électrique est déjà mis en avant par les directives européennes actuelles, tant sectorielles (électricité) que transversales (marchés et services). L’évolution de la réglementation s’impose donc pour que le fournisseur choisi pour la recharge d’un véhicule électrique puisse adresser à son client la facture de sa consommation de mobilité, tandis qu’un fournisseur d’électricité qui pourrait être distinct facturerait ses autres usages. Ceci permettra alors une déclinaison généralisée du concept Move in PureTM à tout consommateur final.

Comment ce programme sera-t-il un facteur de meilleure intégration des énergies de sources renouvelables sur le réseau électrique ?

Du point de vue technique, Move In PureTM assure qu’en temps réel, à chaque kilowattheure renouvelable produit en surplus par rapport au programme optimisé préalablement, viendra correspondre un kilowattheure de charge d’un véhicule électrique. Ce couplage contribue ainsi à l’équilibre du système électrique et, par voie de conséquence, facilite le développement des énergies renouvelables dans le mix énergétique français.

C’est une vision nouvelle : c’est la production qui pilote la charge et non l’inverse, l’équilibre est donc garanti à chaque instant.

Le pilotage intelligent Move In PureTM permet également de consommer toute l’énergie intermittente à l’instant où elle est produite en évitant qu’elle ne soit gaspillée, ce qui est amené à se produire en cas d’excédent important). Il permet en effet de mieux gérer, d’une part, l’intermittence des énergies renouvelables (éolienne, photovoltaïque et hydraulique de type fil de l’eau – éclusées) pénalisante pour la sureté du système électrique et, d’autre part, l’accroissement potentiel des pics de consommation dû au développement des véhicules électriques En gérant plus efficacement cette énergie verte intermittente, le concept Move in PureTM permet de créer de la valeur au service du développement durable.

Par ailleurs, ce concept, fondé sur l’optimisation des flux d’énergie, doit être parfaitement compatible avec toutes les autres contraintes techniques ou d’optimisation du système électrique jusqu’au véhicule avec ses caractéristiques propres, en passant par celles de l’infrastructure de recharge.

Enfin, en associant mobilité individuelle et électricité verte, Move In PureTM permet aux consommateurs d’utiliser, au quotidien, des énergies exclusivement renouvelables. Cette visibilité accrue est un élément déterminant de l’acceptation et de l’adoption des énergies renouvelables par le plus grand nombre.

Quelles sont les perspectives de développement de ce programme à moyen et long termes ?

Le développement de la solution industrielle et commerciale est en cours, elle sera déployée et expérimentée au second semestre 2011 sur notre flotte interne d’une vingtaine de véhicules et sur divers périmètres d’équilibre. Ce n’est qu’avec l’arrivée prochaine des véhicules électriques de nouvelle génération que Move In PureTM trouvera toute sa place.

Différents partenariats sont déjà en préparation avec de grands groupes qui sont moteurs en matière de mobilité électrique et de Smart grids, afin de rendre Move In PureTM disponible à tous le plus tôt possible.

Move in PureTM sera toutefois réservé, dans un premier temps, aux flottes de véhicules de collectivités locales et d’industriels, car, en s’appuyant sur un comptage global dédié au niveau du point de raccordement de l’infrastructure de recharge, nous pouvons nous affranchir des évolutions de la réglementation évoquées. Très rapidement, ce concept sera ensuite proposé aux particuliers directement lors de l’acquisition de leur véhicule.

Ultérieurement, la généralisation du Vehicule-to-Grid permettra d’injecter de l’énergie sur le réseau à partir des batteries des véhicules électriques, ce qui renforcera encore la pertinence du concept Move in PureTM en améliorant encore les synergies entre les moyens de production d’électricité d’origine renouvelable et le véhicule électrique. Ce fonctionnement en décharge permettra en effet de compenser les creux de production tout en veillant à garantir les exigences des conducteurs en matière de recharge.

En outre, et bien que Move In PureTM soit aujourd’hui destiné spécifiquement à la mobilité électrique, nous envisageons de le décliner pour des utilisations high-tech ayant un intérêt marqué pour l’utilisation d’une énergie 100 % renouvelable.


Mathieu Bonnet
5 juillet 2011


Mathieu Bonnet, 38 ans - X, Ingénieur des Mines a rejoint le groupe GDF SUEZ en 2005 en intégrant Electrabel SA en tant qu’ingénieur de production à la centrale nucléaire de Tihange. Nommé Directeur Général de la Compagnie Nationale du Rhône en décembre 2007, il assure depuis 2008 la Direction du Pôle Hydraulique de la Branche Energie France du groupe GDF SUEZ. Avant son entrée dans le groupe, il a notamment exercé les fonctions de Coordinateur du réseau des missions économiques, adjoint au Ministre Conseiller économique aux Etats-Unis (Direction des relations économiques extérieures DREE).


Premier producteur français d’électricité exclusivement renouvelable et deuxième producteur d’électricité en France, la Compagnie Nationale du Rhône est un producteur intégré d’énergies renouvelables d’origines climatiques (hydraulique, éolien et photovoltaïque). Riche de ses 75 ans d’expérience sur le Rhône, la CNR dispose d’un savoir faire unique en gestion des énergies intermittentes. Cette expertise lui permet aujourd’hui d’affirmer qu’elles sont efficaces à condition de prévoir avec précision et le plus loin possible dans le temps les quantités d’énergie qui seront produites et consommées. La valorisation de ces énergies sur les marchés est ainsi optimisée et leur intégration aux réseaux de transport et de distribution facilitée.
Entreprise à capital majoritairement public, avec GDF SUEZ pour actionnaire industriel de référence, la CNR est reconnue en France et à l’étranger pour son expertise en ingénierie hydroélectrique et fluviale ainsi que pour son modèle industriel et économique redistributif.

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.

Interview de Nouredine Hadjsaid (G2ELAB/IDEA) :

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

Nous menons, depuis plusieurs années, des recherches sur l’évolution des réseaux électriques en général, et des réseaux de distribution en particulier, face au changement du paradigme énergétique. En effet, le système électrique dans sa globalité a subi plus de changements en un peu plus d’une dizaine d’années qu’en un siècle d’existence. Ces changements sont liés, notamment, à la libéralisation des marchés de l’énergie, aux tensions sur les énergies primaires, aux préoccupations de nos sociétés modernes en matière d’environnement et de sécurité d’approvisionnement, au développement sans précédent des technologies de l’information et de la communication (TIC) et autres technologies de petite production et de stockage.

Une des conséquences majeures des préoccupations citées plus haut est le développement des énergies renouvelables fortement lié aux incitations réglementaires. Toutefois, le développement rapide et le caractère souvent intermittent de ces énergies nécessitent :

  • des recherches approfondies sur les stratégies et technologies de raccordement,
  • des méthodes et outils d’analyse de sûreté et de sécurité des réseaux,
  • des architectures adaptables et de l’intelligence distribuée pour une meilleure flexibilité des réseaux, leur permettant d’accueillir des parts significatives d’EnR, dans les conditions de sûreté et d’économie optimales.

Ce sont là quelques uns des thèmes de recherche que nous menons au laboratoire G2ELAB en lien avec le GIE IDEA qui est un centre de recherche et d’innovation sur les réseaux intelligents rassemblant EDF, Schneider Electric, Grenoble INP (G2ELAB). Le GIE IDEA existe depuis plus de dix ans.

Ces recherches ont d’ores et déjà produit des innovations majeures dans les domaines du pilotage intelligent de la tension des réseaux de distribution, des architectures de réseau innovantes, des protections intelligentes, des outils de détection et de localisation de défaut en lien avec l’auto-cicatrisation des réseaux, de l’observabilité des réseaux, du contrôle-commande des EnR pour optimiser leur intégration au réseau, etc. Ces innovations permettent non seulement d’apporter des solutions aux problèmes posés, mais également d’accroître efficacement la part des EnR au sein du système électrique.

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

L’intégration des EnR au sein des réseaux électriques revêt plusieurs aspects. En effet, elle dépend du type d’EnR (intermittente ou non), du réseau auquel ces EnR sont raccordées (réseau de transport ou de distribution), du caractère observable/pilotable ou non de ces EnR, de la part de ces énergies dans le mix énergétique global et enfin de la structure des réseaux où elles doivent être raccordées (réseau fort/faible : par exemple la capacité du réseau à accueillir la production sans variation trop forte de la tension).

Bien qu’on observe des tendances générales en matière d’impact sur le réseau, il s’agit souvent de cas par cas. Ainsi, sur les réseaux de transport par exemple, l’impact des EnR est principalement lié à l’équilibre production-consommation et à la sûreté du système en général, compte tenu de l’intermittence notamment. Sur les réseaux de distribution, cela dépend des situations locales. Ces derniers n’ont pas été historiquement conçus pour accueillir des parts significatives d’EnR, qu’elles soient intermittentes ou non. L’intermittence et la dispersion des unités de production, souvent non observables et non pilotables, ne font qu’augmenter la complexité de gestion du réseau. De plus, même lorsque ces unités de production sont raccordées aux réseaux de distribution, elles peuvent également affecter les réseaux de transport dans la mesure où leur part devient significative.

Les principaux problèmes dès à présent observés, y compris en France où la part de ces énergies reste encore faible (hormis certaines situations locales en contrainte), sont :

  • le pilotage de la tension au niveau des réseaux de distribution ;
  • les interactions dans des situations de défaut entre les productions EnR et le réseau (grid code) et, en particulier, l’impact sur les protections et la gestion du réseau ;
  • la nécessité d’adaptation des réseaux de distribution qui n’ont pas été conçus à cet effet (coût additionnel pour l’évolution et la gestion des réseaux) voire le renforcement des réseaux de transport ;
  • l’observabilité de ces EnR et des réseaux de distribution ;
  • la préservation de la sûreté globale dans un contexte européen.

Dans ce contexte incertain, se pose naturellement la question de la planification des réseaux, en particulier de distribution. En effet, planifier un réseau devant accueillir des sources de production intermittentes, dont on ne maîtrise pas bien le développement (lieu de raccordement, type, profil, etc.) et des charges pilotables, est un problème nouveau. Compte tenu des retombées économiques du développement actuel des réseaux électriques (vers les Smart grids notamment) pour l’ensemble de la chaîne de valeur, les droits et devoirs des différentes parties prenantes sont en cours d’évolution et font encore débat. Le choix des architectures cibles de ces réseaux est également un sujet ouvert.

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

L’insertion de parts significatives d’EnR au sein des réseaux électriques existants n’est pas sans conséquences sur leur exploitation, leur conduite et leur développement. En effet, une insertion massive des EnR n’est pas envisageable sans une maîtrise parfaite de la sûreté du système.

En développant des solutions « innovantes », les évolutions en cours des réseaux électriques permettront de transformer les contraintes et les problématiques liées à l’intégration des EnR en opportunités. Ces solutions englobent l’ensemble de la chaîne de valeur du système électrique : depuis la production jusqu’au couplage des EnR avec les usages de consommation, tels que la recharge des véhicules électriques, et le stockage de l’énergie. Il n’est donc pas aisé de mentionner toutes les solutions possibles et imaginables sachant qu’il n’existe pas de solution « unique » ou « magique ».

Cependant, le développement des réseaux intelligents est incontestablement une des clés pour optimiser la pénétration de ces EnR. En effet, ils permettront de déployer des objets capables de mesurer, d’analyser, d’agir et de communiquer pour améliorer la gestion des réseaux (et donc intégrer des EnR ou améliorer l’efficacité générale des réseaux) en tirant parti des TIC. Cela passe par :

  • des solutions de pilotage intelligent de la tension,
  • des technologies avancées d’auto-cicatrisation, de protections intelligentes et auto-adaptatives,
  • des capteurs adaptés aux réseaux de distribution intégrant des EnR,
  • des outils d’observation et de prévision améliorés, que ce soit au niveau de la production à partir d’EnR, au niveau des réseaux voire du consommateur final (contribution du compteur intelligent),
  • le couplage des EnR aux nouveaux usages (VE).

Le stockage a fait couler beaucoup d’encre et a suscité beaucoup d’espoir. Cependant, dans la majorité des cas, hormis le stockage gravitaire ou les stations de pompage et la situation des zones non interconnectées, les solutions de stockage actuelles restent coûteuses par rapport aux solutions de pilotage plus classiques. Ce sont des solutions qui nécessitent une rupture technologique et bien entendu des situations d’excès de production d’origine EnR, où le coût marginal de production est nul voire négatif. Par ailleurs, le développement de certaines EnR, comme le grand éolien en dizaines de milliers de mégawatts au niveau européen, nécessite également des solutions spécifiques, notamment par une meilleure coordination des zones et réseaux concernés.

Certaines solutions sont disponibles, d’autres sont en cours de développement ou restent à développer. Des phases de démonstrations industrielles sont également en cours. Une des difficultés majeures qui apparaît maintenant est de pouvoir assurer la fiabilité et la pérennité de l’ensemble du système électrique face à une intégration massive d’EnR. Les différentes solutions ponctuelles qui ont été développées vont interagir entre elles, et il est très difficile d’appréhender ces interactions. L’exemple typique d’interaction porte sur l’analyse de sûreté d’un Smart grid, qui est un système regroupant un réseau de TIC et un réseau d’énergie. Le fonctionnement de ce système complexe n’est pas encore maîtrisé. En effet, au besoin de compréhension de l’interdépendance croissance entre les TIC et l’énergie s’ajoutent les préoccupations liées à l’interopérabilité entre les différents acteurs et les objets « Smart grids » porteurs d’une sécurité intrinsèque (cybersécurité). D’autre part, la différence dans le processus de vie entre les TIC et les infrastructures d’énergie pose la question de l’évolutivité de l’ensemble.

Dans tous les cas de figure, en transformant les problématiques posées par l’insertion des EnR en opportunité, cela représente un véritable gisement d’innovations et de métiers nouveaux.


Nouredine Hadjsaid
15 juin 2011


Nouredine Hadjsaid est professeur à Grenoble Institut Polytechnique au sein de l’école ENSE3 (Ecole Nationale de l’Energie, de l’Eau et de l’Environnement) et effectue ses recherches au sein du Laboratoire du Génie Electrique de Grenoble (G2ELAB). Il est également professeur invité à Virginia Tech (USA). Son domaine de recherche concerne les réseaux intelligents ou « smartgrids » englobant la production décentralisée et les réseaux électriques, les technologies d’information et de communication dans les réseaux électriques et la sécurité des réseaux électriques entre autres.



Le laboratoire de Génie Électrique de Grenoble (G2ELAB) couvre l'ensemble du spectre d'applications du Génie Électrique : des matériaux aux systèmes, des actionneurs aux procédés, des microsystèmes aux grands réseaux d'énergie, de la production aux usages de l'énergie électrique. Dans le domaine des réseaux électriques, s’appuyant sur plus de 60 ans de recherche, il développe les solutions innovantes pour la production, le transport et l'utilisation de l'énergie électrique, jusqu’aux nouvelles technologies « smart grids » pour les réseaux électriques innovants intelligents.

IDEA est un centre de recherche commun entre EDF, Grenoble INP (G2ELAB) et Schneider Electric sous la forme d’un GIE depuis 2000. Il a pour vocation de mener des recherches collaboratives d’anticipation et d’innover dans le domaine la production décentralisée et des réseaux de distribution de futur (réseaux intelligents).

Interview de Brigitte Peyron (RTE) :

Quel est l’impact des énergies de sources renouvelables sur le réseau de transport d’électricité ?

La variabilité de la production éolienne ou photovoltaïque est une caractéristique que RTE doit intégrer dans les pratiques d’exploitation du réseau de transport, pour garantir, au niveau national, l’équilibre entre l’offre et la demande et assurer la sureté du système électrique. Cette intégration nécessite, notamment, une adaptation des réserves de puissance, qui seront revues à la hausse pour faire face aux variations imprévues de la production au fur et à mesure du développement du parc de production d’énergies intermittentes. À ce jour, avec un peu plus de 6 GW de puissance éolienne installée en France, cet impact reste limité, mais il deviendra de plus en plus important avec l’accroissement de la capacité installée.

L’autre grand défi, c’est le développement du réseau de transport lui-même, qu’il faut adapter à la modification structurelle actuellement en cours du mix énergétique européen. L’heure est donc aux investissements : en Europe, l’association des gestionnaires de réseau ENTSO-E a publié en juillet 2010 son premier plan décennal de développement de réseau de transport sur l’ensemble de l'Union européenne. Pour les seuls projets d’intérêt européen, 23 à 28 milliards d’euros d’investissements sont nécessaires dans les 5 ans, dont plus du tiers pour intégrer les EnR. RTE a doublé ses investissements en 5 ans, et investira cette année plus de 1,2 milliard d’euros.

Ce défi des infrastructures prendra encore de l’ampleur avec le développement massif de l’éolien offshore, notamment en mer du Nord (les objectifs affichés par les États riverains sont actuellement de plus de 50 000 MW…). Les « Super grids » qu’il faudra construire en mer et leurs prolongations terrestres posent aujourd’hui des questions de faisabilité technique et financière qui font l’objet d’études, auxquelles RTE participe de manière active.

Pour autant, les délais de création de ces nouveaux ouvrages de transport, notamment ceux liés à l'instruction des procédures d'autorisation administrative, constituent aujourd’hui le véritable facteur de risque pour l’intégration des EnR. En Allemagne et en Espagne, pays leaders du déploiement des EnR en Europe, le développement du réseau de transport est perçu comme une condition absolument nécessaire au développement des énergies vertes, et bénéficie à ce titre de procédures administratives adaptées. À titre d'exemple, la loi allemande ENLAG (Energieleitungsausbaugesetz), entrée en vigueur le 26 août 2009, accélère la mise en place de 24 projets prioritaires de lignes à très haute tension pour accueillir cette nouvelle production. Un tel cadre qui facilite le développement des EnR n’existe pas en France aujourd’hui.

Enfin, l’intégration des énergies intermittentes nécessite une refonte large des doctrines et méthodes d’exploitation, participant aussi à la mise en place de nouveaux processus infra-journaliers au plus près du temps réel : adaptation des outils d’exploitation du réseau (IPES et autres outils de conduite et d’étude), mais également des modes de coordination à l’échelle européenne. Il s’agit d’analyser la compatibilité avec les règles de sûreté du système, d’anticiper les risques de déséquilibres entre pays ou au sein d’une même zone pour coordonner les actions des différents gestionnaires de réseau de transport européens pour garantir la sécurité d’approvisionnement électrique. En 2008, Coreso a été créé pour assurer cette coordination entre les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) français, belge, britannique, italien et de l’est de l’Allemagne.

En quoi consiste le dispositif innovant de RTE d’insertion des productions éolienne et photovoltaïque dans le système électrique (IPES) ?

Le dispositif « IPES » de RTE autrement dit « Insertion de la Production Eolienne dans le Système » est un outil d’observation et de surveillance en temps réel des flux de production éolienne et photovoltaïque sur le système électrique français (métropole continentale). Cette innovation héberge un modèle de prévision de la production éolienne opérationnel depuis novembre 2009 développé par RTE. En 2012, il intégrera, dans les mêmes conditions, un modèle de prévision de la production photovoltaïque, actuellement en cours d’élaboration par RTE.

Accueillir les énergies renouvelables sur le réseau tout en assurant la sûreté du système électrique constitue un enjeu clef pour les gestionnaires de réseau de transport d’électricité comme RTE. En effet, ces sources de production décentralisées et intermittentes entraînent des flux d’électricité de plus en plus variables et leur répartition est profondément différente de celle qui existait lors de la conception du réseau de transport. Observer et prévoir les productions électriques intermittentes injectées sur le réseau est alors devenu primordial. La maîtrise par le gestionnaire de réseau des flux électriques est indispensable. Il lui faut connaître précisément l’état du réseau en temps réel, anticiper son évolution, éviter les situations à risque et les incidents de grande ampleur qui peuvent en découler, et limiter les conséquences en cas d’incident.

Le travail est engagé avec les gestionnaires de réseaux de distribution et certains centres de supervision des producteurs pour améliorer progressivement le taux d’observabilité de la production éolienne et photovoltaïque, déjà significatif (76 %), et préparer l’industrialisation des mécanismes de remontée de ces informations de puissance en temps réel vers RTE.

Un des objectifs de RTE est de permettre une meilleure insertion des énergies de sources renouvelables que sont le solaire et l’éolien sur le réseau électrique ? Pouvez-vous nous expliquer comment ?

Complètement intégré aux outils existants de gestion du système électrique français, IPES apporte une fonctionnalité nouvelle indispensable pour la conduite du système électrique français. Dans les 8 dispatchings (centres de contrôle du réseau en temps réel - le dispatching national de Saint-Denis, et les 7 dispatchings régionaux à Lille, Nancy, Lyon, Marseille, Toulouse, Nantes, Saint-Quentin en Yvelines), il permet désormais aux opérateurs de RTE :

  • de suivre en temps réel, l’évolution des productions des parcs éoliens et photovoltaïques intégrés dans le système IPES (par exemple par zone d’influence sur le réseau, par poste électrique, région, ensemble France,…) ;
  • de visualiser les prévisions de production éolienne et de vitesses de vent réactualisées chaque heure sur un horizon de 3 jours glissants pour préparer l’exploitation du réseau ;
  • d’accéder aux données descriptives des parcs et machines éoliennes intégrées au système IPES, notamment celles qui permettent d’expliquer ou de prévoir leur comportement en cas de situations perturbées ;
  • de configurer des alarmes fonctionnant en cas de franchissement de certains niveaux de production (en temps réel ou en prévisionnel) pour alerter les opérateurs sur les variations significatives ;
  • d’utiliser ces données dans les modèles de calculs de marges et de simulation de flux sur les réseaux.

Ce dispositif ne prend pas en compte les autres énergies de sources renouvelables (EnR). Pouvez-vous nous expliquer pourquoi ? Serait-il possible de développer un tel outil pour les autres EnR ?

Le système IPES traite exclusivement la production des énergies intermittentes diffuses à forte variabilité. Dans un premier temps, il s’agissait de la production éolienne. La production photovoltaïque y est progressivement introduite.

La question pourrait être évoquée pour d’autres EnR comme l’hydraulique de faible puissance ou la biomasse, etc., mais les enjeux les concernant ne sont pas les mêmes. En effet, ces « filières » présentent une variabilité journalière plus faible et une prévisibilité plus facile. À titre d’exemple, les variations de l’hydraulique de faible puissance sont relativement prévisibles à l’échelle saisonnière, et restent très marginales par rapport aux incertitudes induites par les filières éolienne ou encore photovoltaïque.

Quel est le lien de ce dispositif avec les Smart grids ? Quelle est la chaîne de supervision et de contrôle entre les installations de production décentralisées et RTE ?

Le dispositif d’observation et de prévision de la production éolienne et photovoltaïque de RTE (IPES) s’inscrit de manière générale dans le développement des réseaux électriques intelligents, qui doivent permettre à terme de gérer de manière sûre un système électrique dans lequel se développeront des productions intermittentes et des moyens de pilotage de la consommation. L’approche « Smart grid » est, en effet, par essence globale et intégrée, et regroupe l’ensemble des projets de recherche permettant de répondre aux objectifs politiques fixés par l’Union européenne et les Etats membres. Ces objectifs consistent en l’accroissement de la part d’EnR dans la consommation énergétique totale (23 % pour la France en 2020), tout en garantissant la sûreté de fonctionnement des systèmes électriques au moindre coût dans le cadre du développement du marché intérieur. L’évolution du réseau de transport d’électricité et de ses méthodes de gestion constitue ainsi l’une des briques fondamentales de l’approche « Smart grids », embarquant l’émergence de nouvelles technologies et d’outils innovants qui permettent le développement et la conduite des réseaux, facilitent le pilotage de la consommation et favorisent l’insertion de nouveaux types de production, en particulier renouvelable, décentralisée et intermittente dans le système électrique.

RTE consacre actuellement des ressources importantes aux projets de R&D, particulièrement dans le cadre des initiatives menées aux niveaux national et européen.


Brigitte Peyron
8 juillet 2011


Depuis 2001, Brigitte Peyron est directeur accès au réseau de RTE. Elle est en charge de la gestion du système électrique, des mécanismes et contrats relatifs au raccordement et à l’accès au réseau public de transport d’électricité. Elle préside également les commissions « accès au réseau » et « accès au marché du CURTE » (Comité des clients Utilisateurs du Réseau de Transport d’Electricité). Elle a exercé auparavant chez EDF diverses responsabilités dans les domaines clientèle, technique et ressources humaines au sein d’un centre régional, avant d’en devenir l’adjointe de direction. Brigitte Peyron est diplômée de l’Ecole Polytechnique.
Crédit photo : Médiathèque RTE / Pierre TROYANOWSKY


Gestionnaire du réseau de transport d'électricité français, RTE a pour mission l'exploitation, la maintenance et le développement du réseau haute et très haute tension. Il est garant du bon fonctionnement et de la sûreté du système électrique.
RTE achemine l'électricité entre les fournisseurs d'électricité (français et européens) et les consommateurs, qu'ils soient distributeurs d'électricité ou industriels directement raccordés au réseau de transport.

Interview de Jean-Louis Bal (SER) :

Pouvez-vous nous décrire les différentes énergies de sources renouvelables sur lesquelles vous travaillez ? Quels sont les avantages de ces énergies ?

La lutte contre le changement climatique et la sécurité d’approvisionnement constituent plus que jamais deux objectifs fondamentaux. En effet, les prix de l’énergie s’orientent structurellement à la hausse. En effet, ils sont déterminés par l’équilibre entre une offre qui se raréfie - le pic du pétrole conventionnel s’est, selon l’Agence internationale de l’énergie, produit en 2006 - , une forte demande des pays émergents et le nécessaire renforcement de la sûreté nucléaire.

Par ailleurs, toutes les études du Groupe intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) confirment l’impact des gaz à effet de serre (GES) sur le climat. Le mix énergétique mondial doit donc s’orienter de plus en plus vers la maîtrise de la demande en énergie (MDE) et les énergies renouvelables (EnR), soutenues par des politiques ambitieuses.

Dans un tel contexte, les pays industrialisés et les pays émergents devront adopter des objectifs de court terme et des moyens adaptés. La vision court-terme de notre devenir énergétique se dessine bien en Europe avec le « Paquet Energie 3x20 », les 20 % d’économies d’énergie et les 23 % d’EnR pour la France (Grenelle de l’Environnement).

Tous les scénarios de prospective énergétique reposent sur deux principes fondamentaux, totalement imbriqués : une consommation d’énergie maîtrisée, au moins dans les pays développés, indissociable d’une politique d’utilisation rationnelle de l’énergie et de sobriété énergétique, et une place prépondérante des énergies renouvelables.

Le développement des énergies renouvelables doit se concevoir comme une politique industrielle. À cet égard, le SER mène un travail d’identification de l’ensemble des acteurs économiques présents sur la chaine de valeur des filières renouvelables, travail synthétisé dans les annuaires « filières » publiés par le SER (et téléchargeables sur www.enr.fr/annuaires).

Les professionnels regroupés dans le Syndicat des énergies renouvelables conjuguent leurs forces pour que la France tienne, dans ce domaine, la place que son savoir-faire et ses réalisations dans le secteur de l’énergie lui permettront d’occuper et atteigne les objectifs fixés lors du Grenelle de l’Environnement.

Comment atteindre l’objectif de 23 % d’énergie de sources renouvelables dans la consommation française ? Quels sont les efforts à mettre en œuvre et quel sera l’impact pour le système électrique français ?

Afin d’atteindre 23 % d’énergie de sources renouvelables (ce qui conduirait à 27 voire 28 % de la consommation d’électricité renouvelable), la Programmation pluriannuelle des investissements (PPI) prévoit, notamment, l’installation de nouvelles capacités de production électrique : 25 000 MW de capacités éoliennes (dont 6 000 MW offshore), 5 400 MW de photovoltaïque, 2 300 MW de biomasse, et 2 500 MW d’hydroélectricité à l’horizon 2020.

Le développement de ces capacités de production à cet horizon constitue une modification sensible de l’offre de production du système électrique, qui est donc amené à s’adapter à ces nouvelles formes de production.

Le premier enjeu concerne la capacité d’accueil du réseau électrique : si nos territoires bénéficient d’importantes ressources naturelles renouvelables, il est fondamental de pouvoir injecter l’électricité produite sur le réseau. À titre d’illustration et concernant l’éolien, filière pour laquelle les besoins sont les plus importants, les projets de parcs dans les zones les plus ventées sont aujourd’hui fortement contrariés par le manque de capacité d’accueil du réseau électrique. Lors de la concertation du Grenelle de l’environnement, RTE avait aussi souligné que le raccordement des 19 000 MW éoliens terrestres nécessiterait un milliard d’euros d’investissement sur le réseau de transport. Malheureusement, l’anticipation de l’arrivée de ces nouvelles capacités de production a été difficile et les gestionnaires de réseaux et les porteurs de projets sont aujourd’hui dans l’attente d’une vision des zones de développement des nouveaux moyens de production et des créations de capacités d’accueil qui y répondent. À ce titre, les professionnels ont des attentes très fortes concernant la mise en œuvre des Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables, prévus par la loi « Grenelle 2 » et prévoyant la création anticipée et la réservation de capacités d’accueil en faveur de ces nouvelles formes de production.

Concernant les réseaux basse tension, le développement du photovoltaïque résidentiel incarne le changement fondamental ayant lieu aujourd’hui : l’apparition de sites de production diffus à l’aval de réseaux électriques prévus initialement pour distribuer de l’électricité produite en amont. Cela constitue un enjeu majeur pour les réseaux de distribution, qui pourront désormais tirer pleinement profit des performances électriques des installations photovoltaïques présentes sur leurs réseaux (diminution des transits, fourniture ou absorption d’énergie réactive, fonctionnement en régulation de tension… cf. le rapport : « Enjeux relatifs au raccordement des installations photovoltaïques aux réseaux publics de distribution » (Fractal 1.0 – SER-SOLER, septembre 2010)).

Le deuxième enjeu concerne la gestion du système électrique et son adaptation au développement de nouvelles installations de production dites « fatales ». Sur ce point, il convient tout d’abord de rappeler que le système électrique est aujourd’hui conduit pour gérer une consommation subissant des variations d’une vingtaine de GW dans une même journée, et dimensionné pour faire face instantanément à des événements imprévus, tels que des pannes subites de groupes de production (jusqu’à 1 500 MW) ou à des erreurs de prévisions météorologiques (un degré d’écart en hiver se traduit par la consommation de 2 300 MW supplémentaires). En France, grâce au dispositif IPES de RTE (auquel le SER a été associé dès la phase expérimentale), la production éolienne est suivie en temps réel. De plus, cette production est prévue la veille pour le lendemain avec une précision satisfaisante, limitant très fortement les incertitudes sur les volumes produits. L’aléa résiduel, lié aux erreurs de prévisions, reste très inférieur aux autres aléas auxquels fait face le système.

Dans sa contribution au débat public relatif à l’éolien en mer, RTE souligne que « l’intermittence de la production éolienne ne représente donc qu’un aléa parmi beaucoup d’autres et que […] l’insertion de 20 000 MW d’éolien dans le système électrique français apparaît réalisable ». Ainsi, l’observabilité et la prévisibilité des productions « fatales » est actuellement l’enjeu principal de leur insertion à grande échelle sur le système électrique métropolitain. Le photovoltaïque, dont les capacités installées se développent, est également concerné, et sa prise en compte par RTE dans le dispositif IPES est en cours.

Concernant les territoires de Corse et d’Outre-mer, dans lesquels les réseaux électriques sont beaucoup plus sensibles (taille réduite, non interconnectés…), la situation est également intéressante et les années à venir seront riches en enseignements : la « limite des 30 % » de puissance instantanée, officialisée dans l’arrêté du 23 avril 2008 et au delà desquels le gestionnaire de réseau peut déconnecter les installations de production « à caractère fatale et aléatoire » afin de conserver l’équilibre du système, sera prochainement atteinte. Des travaux sont actuellement en cours avec EDF-SEI, afin de définir un dispositif de stockage de l’électricité qui permettra de dépasser cette limite.

Certains parlent d’un mix de production 100 % à partir d’énergies renouvelables dans le futur, cela vous paraît-il réaliste ?

100 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie conduit à produire et consommer de l’ordre de 160 Mtep d’énergie renouvelable (contre environ 20 Mtep aujourd’hui), ce qui constitue un défi technologique et financier dont l’horizon ne peut se concevoir à court et moyen termes (horizon 2050).

Si on se cantonne au mix électrique, il est envisageable d’imaginer un mix électrique 100 % renouvelable à long terme, dès lors qu’un certain nombre de conditions sont simultanément remplies :

  • arrivée en fin de vie des groupes de production actuellement utilisés ;
  • investissement soutenable pour la collectivité dans d’importants nouveaux moyens de production à partir d’énergie renouvelable ; comme par exemple l’éolien terrestre et l’hydraulique aujourd’hui, une forte puissance solaire, des éoliennes offshore et des énergies marines demain, et investissements dans des moyens de production et des capacités stockables et disponibles (biomasse, biogaz, géothermie) ;
  • prise en compte des leçons de l’intégration incrémentale des énergies renouvelables sur les réseaux électriques métropolitains et insulaires (« apprendre en marchant »), sur des sujets tels que l’observabilité, la prévisibilité, la commandabilité des installations et le stockage de l’électricité.

En conclusion, notre syndicat prône avant tout l’atteinte des objectifs de court terme (2020) et organisera le 7 février 2012 à la Maison de l’Unesco un colloque « Energies renouvelables, énergies de notre siècle », consacré aux enjeux économiques et environnementaux que représentent ces filières.


Jean-Louis Bal
12 juillet 2011



Jean-Louis Bal est Président du Syndicat des énergies renouvelables.







Créé en 1993, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) regroupe, directement ou indirectement, plusieurs milliers d’entreprises, concepteurs, industriels et installateurs, associations professionnelles spécialisées, représentant les différentes filières des énergies renouvelables : biomasse, bois et biocarburants (France Biomasse Energie, FBE), énergies marines, éolien (France Energie Eolienne, FEE), géothermie, pompes à chaleur, hydroélectricité, solaire thermique, thermodynamique et photovoltaïque (groupement français des professionnels du solaire photovoltaïque, SOLER).

Il a pour vocation de développer la part des énergies renouvelables dans la production énergétique de la France et de promouvoir les intérêts des industriels et professionnels du secteur.
Le SER poursuit deux objectifs majeurs : favoriser le développement de filières industrielles compétitives et répondre à l’augmentation de la demande énergétique par des moyens de production respectueux de l’environnement, économiquement compétitifs, facteurs de croissance et d’emplois et qui renforcent l’indépendance énergétique de notre pays.


Interview de David Saint-André (Enertrag) :

ENERTRAG travaille en lien avec les énergies de sources renouvelables. Pouvez-vous nous préciser quelles sont vos différentes activités ?

ENERTRAG est un producteur d’électricité indépendant utilisant exclusivement des sources renouvelables. Nous sommes spécialisés dans la conception, le financement, la construction et l’exploitation d’installations éoliennes, photovoltaïques et biogaz.

La première de nos activités est le développement de projets. Cette seule étape d’environ deux années débute par une phase de prospection, durant laquelle nous identifions le potentiel et les spécificités des sites : gisement éolien, solaire, distance aux habitations, harmonie paysagère, possibilités de raccordement électrique, servitudes aériennes et radioélectriques. Nous sensibilisons alors les élus locaux au projet et interrogeons les services de l’État : DREAL, DDT, Aviation Civile, etc.

En accord avec les élus, nous engageons une étude d’impact. Il s’agit d’une étude environnementale exhaustive dressant, sur une année, l’état initial du site et analysant les impacts du projet durant toute sa durée de vie : construction, exploitation, démantèlement. Elle comporte des études faune-flore, paysagère et acoustique, dans le cas de l’éolien. Durant cette année d’études, les propriétaires et exploitants des terrains sont démarchés afin de conclure des promesses de bail pour une durée de 30 ans. L’étude d’impact est un élément essentiel de la demande de permis de construire, dont l’instruction administrative dure six à dix-huit mois et s’achève par une enquête publique à l’issue de laquelle le Préfet décide d’accorder ou non le permis de construire.

Les trois pièces majeures nécessaires au financement d’un projet sont : le permis de construire, l’offre d’un gestionnaire de réseau pour le raccordement électrique et un contrat pour l’achat de l’énergie. Une phase d’audit vient alors confirmer la pérennité du dossier. Dans le cadre du financement de ses projets, ENERTRAG crée et gère des fonds dédiés à ses installations, avec ou sans appel à l’épargne privée. Vient alors le temps de la construction, généralement de trois à six mois depuis les premiers travaux de terrassement jusqu’à la mise en service. Une fois en exploitation, le site est piloté à distance depuis notre centre de conduite qui centralise toutes les installations du groupe, ainsi que nombre d’installations tierces. Ce centre qui opère 24h/24 permet une disponibilité maximum des installations grâce à la coordination des maintenances préventives et curatives réalisées par les techniciens d’ENERTRAG ou des sous-traitants.

À ce jour, ENERTRAG France a mis en service 11 sites éoliens pour un total de 120 MW. Nous disposons de permis de construire pour environ 100 MW d’éolien terrestre, et environ 250 MW de projets éoliens et photovoltaïques sont en cours d’instruction par les services de l’État.

ENERTRAG est par ailleurs titulaire depuis 2008 du premier permis de construire français pour un parc éolien en mer : le projet de la Côte d’Albâtre situé au large de Veulettes-sur-Mer (76). Ce projet de 105 MW est issu du premier appel d’offre du Gouvernement pour des centrales éoliennes en mer dont ENERTRAG fut le seul lauréat en 2005.


Parc éolien Chemin de Tuleras (Eure-et-Loir)

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

L’insertion des énergies renouvelables sur le réseau électrique n’engendre pas de problème à proprement parler. Il est plus pertinent d’évoquer nombre d’habitudes bien ancrées, liées au modèle de production français historique : centralisé et sous monopole. Certaines évolutions (raccordement électrique, conduite réseau, etc.) sont aujourd’hui engagées en application de la directive européenne 2009/28/CE relative à la promotion des énergies renouvelables, mais d’autres habitudes très nationales nécessiteront l’affichage d’une volonté politique plus forte d’entrer dans l’ère des énergies renouvelables.

Il faut d’abord rappeler la distinction entre les énergies renouvelables dites « fatales » du fait de leur importante variabilité en fonction des conditions climatiques, et les énergies renouvelables comme l’hydraulique et le biogaz de méthanisation, qui leur sont complémentaires du fait de leur capacité de régulation en fonction des besoins du réseau électrique.

Il faut d’ailleurs rappeler la situation privilégiée de la France avec ses trois régimes de vents bien différenciés (Nord, Atlantique, Méditerranée) qui permettent de toujours bénéficier d’une disponibilité éolienne considérable. Dans son Bilan Prévisionnel de l’Équilibre Offre-Demande de 2007, RTE affirmait que l’éolien contribue au passage des pointes de consommation, malgré l’intermittence du vent, et à la réduction des besoins en moyens de production de pointe (fortement émetteurs de CO2). RTE expliquait alors que l’on pouvait parler de puissance substituée par les éoliennes ; cette analyse du gestionnaire du réseau pour le cas français est trop souvent oubliée.

Pour mémoire, nos voisins espagnols, qui disposent d’une capacité éolienne installée de 20 GW, ont atteint un pic de production éolienne correspondant à 54 % de la consommation d’électricité, le 9 novembre 2010. Ce record montre l’excellente insertion de l’énergie éolienne dans le système électrique, dont les exploitants ont su faire évoluer leurs méthodes de conduite pour s’adapter non-pas aux problématiques, mais aux spécificités des énergies renouvelables.

Dès 2009, le déploiement du système IPES (Intégration de la Production Éolienne et Solaire) de RTE, a permis une meilleure anticipation des volumes de production éolienne injectés sur le réseau. ENERTRAG a activement participé à la mise en place du système avec RTE, avec la première expérimentation de transfert de données de production chaque minute depuis des éoliennes vers un dispatching RTE.

Au demeurant, l’accès au réseau des énergies renouvelables demande encore à être amélioré. Un problème bien connu des porteurs de projets est la saturation des capacités d’accueil du réseau et la nécessité de son développement. Il existe aujourd’hui une attente forte quant au préfinancement des développements du réseau par ses gestionnaires, et à la mutualisation des coûts de raccordement entre les producteurs au travers de schémas régionaux. Les dispositions d’application de la loi Grenelle 2, quant à ce principe de mutualisation notamment, auront une importance fondamentale pour la bonne coordination entre le développement des énergies renouvelables et celui du réseau électrique. C’est bien de la qualité et de l’applicabilité de ces outils réglementaires que dépendra la bonne insertion des énergies d’origines renouvelables sur les réseaux électriques.

Vous êtes promoteur de « solutions de raccordement optimisées ». En quoi consistent-elles ?

ENERTRAG est convaincu de la place majeure des énergies renouvelables dans le mix énergétique de demain. Au-delà de solutions de raccordement optimisées, nous nous attachons à la bonne insertion de nos installations dans le système électrique et développons à cet effet des solutions pour répondre aux besoins du réseau.

A cet effet, nous avons mis en place dès 2004 un centre de conduite dédié à l’exploitation de nos installations, à savoir 400 MW éoliens à l’époque. Ce centre de conduite qui opère 24h/24 répond à deux objectifs principaux : la coordination des équipes de maintenance et la coordination entre ENERTRAG et les gestionnaires de réseaux.


Opérateurs du Centre de Conduite ENERTRAG

Outre les outils indispensables à une bonne planification des maintenances, comme la pose de capteurs dédiés à la détection de vibrations au cœur des machines par exemple, ENERTRAG a mis en place des programmes de production de ses centrales. ENERTRAG dispose ainsi de prévisions de production fondées sur des modèles météorologiques pour ses parcs les plus puissants, et centralise la télésurveillance de l’ensemble de ses parcs. Nous agrégeons les données issues de l’ordinateur de contrôle de chacune de nos machines au sein du Power System. Cet outil de gestion unique, développé par les ingénieurs d’ENERTRAG, est déjà en mesure d’intégrer une cinquantaine de modèles d’éoliennes de plus de 20 constructeurs différents. Les données sont relevées toutes les 10 minutes, mais ENERTRAG a aussi développé un pas de temps d’une minute pour les gestionnaires de réseaux.


Exemple d’outil à disposition des opérateurs : rose des vents

C’est grâce à ces outils maîtrisés qu’ENERTRAG a pu initier l’envoi à ERDF de prévisions de production pour son parc de Merdelou dans l’Aveyron dès juillet 2007, mais aussi initier avec RTE la première expérience d’envoi de données de production vers la plateforme IPES dès mai 2009. Outre-Rhin, ENERTRAG adresse des données de production aux gestionnaires de réseaux pour déjà 250 MW à travers l’initiative GENI (geni.ag). En 2011, ENERTRAG enverra aux gestionnaires de réseaux les données de centrales de production d’électricité renouvelable pour une puissance totale de 400 MW (dont une centrale solaire de 40MW) et ira, en 2014, jusqu’à une puissance totale de 1000 MW, Parmi ces centrales, plusieurs centaines de MW seront déjà sortis du système d’obligation d’achat et intègreront les règles du marché de l’énergie.

Depuis son centre de conduite, ENERTRAG exploite plusieurs postes de transformation 110/20 kV interconnectés depuis son poste 220/110 kV de Bertikow au nord de Berlin. Ce poste d’une capacité de 400 MVA centralise l’injection sur le réseau de 310 MW éoliens et 20 MW de centrales biogaz. L’ensemble dispose d’un système unique de régulation des puissances active et réactive injectées sur le réseau.

C’est dans cette région qu’ENERTRAG finalise l’installation de sa centrale hybride associant des éoliennes, une unité de stockage d’hydrogène sous forme gazeuse et une installation biogaz. Cette centrale innovante, dont le chantier a été inauguré par Angela Merkel en 2009, offrira différents modes opératoires pour faire face aux besoins du réseau.


Inauguration du chantier de la Centrale Hybride

Les principales fonctionnalités seront la mise à disposition d’une énergie stockée sous forme d’hydrogène en cas de pointe de consommation, mais aussi son emploi comme soupape afin de réguler l’énergie injectée au plus près d’un programme de production fondé sur des prévisions, permettant ainsi au gestionnaire du réseau de s’affranchir de l’aléa météorologique. Enfin, en cas de surproduction éolienne, l’hydrogène stocké sera mis à la disposition d’une station service alimentant des véhicules utilisant cet hydrogène 100 % vert comme carburant.


Synoptique de la Centrale Hybride

Pouvez-vous nous présenter une ou deux de vos réalisations de raccordement de parcs éoliens ou photovoltaïques au réseau électrique. Quelles ont été les difficultés rencontrées ?

De nombreuses situations atypiques ont jalonné le raccordement de nos installations, de l’Aveyron au Pas-de-Calais, en passant par la Beauce et la Picardie. Cependant, nous avons toujours su résoudre les difficultés réglementaires, foncières ou environnementales, en collaboration avec ERDF. L’expérience la plus passionnante restera vraisemblablement le raccordement du projet éolien en mer de la Côte d’Albâtre. Ce projet, labellisé par l’État, a bénéficié du soutien sans faille des services de l’État de Haute-Normandie et de l’impulsion du Sous-préfet de Dieppe, pour permettre à ENERTRAG et RTE de porter de concert le dossier de Déclaration d’Utilité Publique du raccordement de ce premier projet éolien offshore français. Malgré le succès fin 2008 de ce travail de fond mené conjointement avec les experts de RTE et l’administration, nous sommes aujourd’hui freinés par quelques opposants locaux qui emploient tous les recours administratifs possibles pour retarder la construction de ce projet phare.


Projet éolien offshore de la Côte d’Albâtre (photomontage)


David Saint-André
5 juillet 2011


David Saint-André est responsable du raccordement électrique des installations d’ENERTRAG France depuis 2005. Il a notamment participé à la mise en service de 8 parcs éoliens (90 MW) en collaboration avec ERDF, à la planification du raccordement électrique du projet éolien offshore de la Côte d’Albâtre (105 MW) en collaboration avec RTE, ainsi qu’à la première expérimentation de transfert de données de production éolienne par minute depuis le centre de conduite d’ENERTRAG vers un centre de dispatching RTE dans le cadre du projet IPES.



Filiale française d'un groupe familial allemand qui a déjà érigé plus de 460 éoliennes outre-Rhin totalisant une puissance de 760 MW, ENERTRAG en France profite de l'expérience de sa maison mère pour développer des parcs éoliens et photovoltaïques de qualité, totalisant à ce jour 310 MW de permis de construire accordés dont 120 MW en exploitation. Elle est aussi titulaire depuis 2008 du premier permis de construire éolien en mer en France pour le projet de la Côte d’Albâtre, et portons le projet de centrale hybride de Prenzlau (à proximité de Berlin) qui associe des éoliennes, une unité de stockage d’hydrogène et une installation biogaz.

Interview de Stéfan Lucien et Caroline Serraud (Steria) :

En quoi les prévisions météorologiques doivent permettre de mieux insérer la production d’électricité d’origine renouvelable sur les réseaux d’électricité ? Peut-on prévoir avec fiabilité ce type de production ?

L’aspect intermittent de la production d’origine renouvelable est corrélé à l’aléa météorologique : nébulosité et température pour la production photovoltaïque et vent pour la production éolienne. Les éoliennes ne produisent, en effet, que si le vent souffle suffisamment, sans toutefois dépasser un seuil au-delà duquel les pales de l’éolienne se mettent en drapeau.

De ce fait, la fiabilité de la prévision de ce type de production est directement liée à celle de la prévision météorologique qui en sera faite. Si le champ de prévision est assez bien maîtrisé par les modèles déterministes et que la fiabilité de la prévision est bonne, on peut alors aboutir à de bons résultats. Dans certains cas, un léger décalage observé dans un champ d’action peut entraîner une erreur de prévision de production significative.

La figure 1, ci-dessous, montre la même prévision du champ de pression réduit au niveau de la mer pour une échéance donnée à partir des sorties du modèle issues de l’ECMWF (ECMWF : European Centre for Medium-range Weather Forecasts). On peut alors en déduire le champ de vent à 10 mètres qui sera ensuite interpolé à 50 mètres. On remarque que la prévision du champ de pression varie sensiblement entre la sortie de modèle du 24 juin 2011 à 12h UTC et celui du 29 juin 2011 à 12h UTC pour l’échéance du 2 juillet 2011 à 12h UTC. En effet, le scenario tend à s’orienter vers un repli plus important de l’anticyclone sur l’Atlantique. Le modèle du 25 juin 2011 à 12h UTC, prévoit même du Mistral et de la Tramontane. Les sorties suivantes vont atténuer ce phénomène. Il est, par conséquent, difficile d’estimer à l’avance quelle va être la production des fermes d’éoliennes situées au sud de Lyon.


Figure 1 : carte du champ de pression réduite au niveau de la mer. Modèle ECMWF.

Insérer la production d’électricité d’origine renouvelable suppose aussi de connaître la disponibilité du parc. La météorologie peut permettre de mieux planifier les interventions de maintenance sur les matériels et d’envisager un mode de maintenance plus glissant, si les modèles sont assez stables sur la durée 5 à 10 jours.

Mais optimiser un tel parc de production suppose de disposer, quasiment en temps réel, d’informations concernant la production éolienne et photovoltaïque. En effet, cela peut permettre d’opérer des rapprochements statistiques et/ou corrélatifs entre l’aléa météorologique et la production. Ainsi, un faible écart-type prévisions/production sera satisfaisant pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande.

Pouvez-vous nous expliquer comment les prévisions météorologiques permettent de prévenir les pics de production ou de consommation qui mettent en péril l’équilibre du réseau ?

Nous avons abordé cette thématique au Conseil Supérieur de la Météorologie en 2010 dans le cadre d’une conférence intitulée : Les influences de la météorologie sur la consommation d’électricité. Il se trouve que la France fait figure de pays à part au regard de ses voisins européens. Notre pays a fait des choix en matière d’indépendance énergétique qui se sont traduits, notamment après le premier choc pétrolier de 1973, par l’installation du parc électronucléaire le plus important d’Europe et le deuxième dans le monde en termes de puissance installée. Disposant d’une telle puissance et au regard des investissements colossaux consentis par la France, l’opérateur historique a mis en place une véritable politique d’incitation à l’usage du Chauffage Electrique Individuel (CEI). Pendant près de 30 ans le parc immobilier français s’est équipé en appareils de chauffage électrique qui ont peu à peu fait glisser la consommation d’électricité vers une « météo-sensibilité » accrue. L’évolution de la population, des usages domestiques et tertiaires de l’électricité font que, à chaque fois que la température baisse d’un degré l’hiver, il faut mobiliser près de 2400 MW de puissance supplémentaire. La figure 2, ci-dessous, montre bien cette « météo–sensibilité » hivernale que l’on peut observer, chiffres à l’appui.

Le schéma représente (au travers des tailles des billes) l’intensité des vagues de froid au regard des pointes de consommation d’électricité. Pour pouvoir comparer, nous sommes partis d’une même taille de bille.


Figure 2 : évolution des pointes de consommation par rapport à l'intensité des vagues de froid

On constate que, pour une intensité de vague de froid presque sept fois inférieure à celle de janvier 1985, la pointe observée le 15 décembre 2010 s’est accrue de près de 60 %. On peut alors imaginer l’impact de la vague de froid de 1985 sur le système électrique actuel. En période estivale, la référence est la canicule qu’a connue la France en 2003. Depuis, le parc de climatisation s’est largement développé, ce qui va probablement engendrer des pointes de consommation estivales, qu’il faudra également gérer. Actuellement, 1°C d’augmentation de la température moyenne au-delà de 26°C nécessite la mobilisation de 450 MW de puissance supplémentaire. L’optimisation de la production d’énergies renouvelables, rapidement mobilisable, devient alors essentielle en période estivale sachant qu’en 2003, ce type d’énergie n’a fourni que 10 % de la production allemande en pleine canicule.

Les prévisions météorologiques actuelles sont-elles suffisamment fiables pour permettre aux « producteurs » d’électricité d’origine renouvelable de souscrire des engagements fermes sur un marché ? Quel est le délai de préavis ? Quelles sont les perspectives ?

Difficile de trancher définitivement sur cette question. Certains jours, lorsque la situation météorologique n’est pas trop turbulente et que la prévisibilité est assez bonne, on peut envisager une bonne estimation de ce que sera la production. Cela ne signifie pas pour autant que l’ensemble des parcs d’une région donnée vont pouvoir produire. En effet, si leur disponibilité est faible alors même que les conditions météorologiques sont optimales et bien prévues, les prévisions de production devront en tenir compte. Enfin, il faut garder à l’esprit que les évènements exceptionnels peuvent, de façon fortuite, venir indirectement troubler tout ou une partie de l’appareil de production (panne ou casse). Les tempêtes de 1999 étaient globalement bien prévues par les modèles météorologiques qui étaient fiables dans l’ensemble en termes de timing. En revanche, l’intensité en était sous-estimée, ce qui fait apparaître une nouvelle notion de fiabilité : celle de fiabilité par paramètre (ici le vent). A cette même époque, les fermes d’éoliennes situées aujourd’hui sur l’axe de passage de la tempête Lothar n’existaient pas. Combien d’éoliennes auraient été mises à terre ? Il est un fait, en tous les cas, que le risque « tempête extrême » est à prendre en compte dans un parc qui s’étoffe presque tous les jours.

Aujourd’hui, la prévision est fiable en moyenne à 85 % pour une prévision du jour au lendemain, autour de 80 % pour une prévision à trois jours, mais tombe rapidement à 50 % à une semaine. Il est donc difficile d’avoir une vision de production de façon constante et certaine, même à très court-terme.

Quelles seraient les options qui permettraient de faire face à un défaut de prévisions météorologiques ?

Certaines situations météorologiques sont un peu mieux envisagées par les modèles de prévision que d’autres. C’est le cas par exemple des grands flux d’ouest qui dominent sous nos régions de l’Europe de l’Ouest. Lorsqu’une vague de froid ou de chaleur s’installe par exemple la difficulté dans la prévision météorologique va s’accentuer essentiellement sur le paramètre température à moyen et plus long-terme. Les différents modèles issus des grands centres météorologiques n’utilisant pas les mêmes schémas physiques (c’est-à-dire les mêmes équations) il peut en résulter des prévisions légèrement différentes des grands centres d’actions (Anticyclones et Dépressions) qui distribuent les vents ainsi que les masses nuageuses. Dans le particularisme français que nous avons précédemment cité, il est un fait que l’incidence directe d’une erreur de prévision de ces trois principaux paramètres (vent – nébulosité – température) peut avoir des conséquences non négligeables. Par définition, la météorologie n’est pas une science exacte. Décrire l’état de l’atmosphère à une échéance donnée suppose une parfaite connaissance de l’état initial qui sera intégré dans les modèles de prévisions déterministes. Aujourd’hui nous sommes loin de maîtriser tous les paramètres qui composent notre atmosphère. La météorologie n’est pas une assurance tout risque sur laquelle on peut fonder entièrement une activité avec un degré de certitude absolu.

Les axes d’améliorations ou les pistes à suivre pourraient être :

  • d’intégrer les mesures en temps réel sur les parcs, et de prendre en compte les indisponibilités des parcs de production ;
  • adapter certains champs de prévision comme celui des vents sur certains secteurs géographiques à une échelle plus fine ;
  • envisager des modèles plus fins également sur les secteurs au relief plus complexe (remontée d’échelle).

Pouvez-vous nous présenter les techniques mises en place par Steria en matière de prévisions météorologiques ?

Steria en tant que telle n’a pas vocation à maintenir un service de prévisions météorologiques au sein de son entité. Néanmoins la société dispose de consultants spécialisés dans le domaine capables de fournir du conseil, mais aussi des outils pouvant être proposés à nos clients. Nous sommes en phase de mise en œuvre d’un modèle à haute résolution capable d’être alimenté par trois grands modèles globaux mondialement reconnus à savoir le GFS (Global Forecasting System), celui issu du Centre Européen cité plus haut et le modèle Canadien. Nous disposons également de toute une série d’outils capable de traduire le résultat de ces modèles en carte et données numériques qui peuvent alimenter des systèmes d’information (SI) décisionnels ou s’interfacer même avec des outils de Gestion de maintenance assistée par ordinateur (GMAO) au travers de petits flux d’alerte. Le tout sera hébergé sur nos plateformes.

En quoi les prévisions météorologiques contribuent-elles à rendre les réseaux électriques plus intelligents ?

Sur le sujet je vous invite à consulter l’article que nous avions rédigé et intitulé : Les réseaux intelligents d’électricité pour gérer les impacts de la météo sur les pics de consommation.

Avant de rendre ces réseaux intelligents, la météorologie permet surtout d’appréhender les paramètres qui ont un impact direct, d’une part, sur la consommation et, d’autre part, sur l’appareil de production. Au-delà des réseaux intelligents d’électricité, il faut garder à l’esprit que plus largement la météorologie impacte près de 30 % du PNB et que des prévisions de qualité permettent de faire gagner près de 8 milliards d’euros par an à l’économie française.


Stéfan Lucien et Caroline Serraud
23 août 2011


Stéfan Lucien est Responsable Innovation au sein du Département Energie – Spécialité Météorologie chez Steria.

Caroline Serraud est Consultant au sein du Département Energie – Spécialité Météorologie chez Steria.



Steria délivre des services qui s’appuient sur les nouvelles technologies et qui permettent aux administrations et aux entreprises d’améliorer leur efficacité et leur rentabilité. Grâce à une excellente connaissance des activités de ses clients et son expertise des technologies de l’information et de l’externalisation des processus métiers de l'entreprise, Steria fait siens les défis de ses clients et les aide à développer des solutions innovantes pour y faire face. De par son approche collaborative du conseil, Steria travaille avec ses clients pour transformer leur organisation et leur permettre de se focaliser sur ce qu’ils font le mieux. Steria partage dans cette interview l’expertise de deux consultants du Département Énergie, spécialisés en météorologie.

Interview de Nicolas Schmutz (Reuniwatt) :

Vous avez développé un outil de prévision d’énergie photovoltaïque, Soleka. Quelle est sa raison d’être ?

L’un des enjeux majeurs de la transition énergétique est l’intégration d’un volume important d’énergies de sources renouvelables dans le système électrique. Disposant d’un potentiel abondant encore peu exploité, avantageuses économiquement et d’un point de vue environnemental, les énergies solaire et éolienne ont toutefois une faiblesse commune : leur dépendance à l’aléa climatique. En raison de la variabilité contrainte de leur production, ces énergies sont dites intermittentes.

L’insertion d’une part toujours plus importante d’énergie solaire et éolienne dans le mix énergétique pose donc de nouveaux défis en comparaison des sources traditionnelles d’énergie. Elle rend nécessaire le fait de repenser la structure des réseaux électriques et des marchés de l’énergie, ainsi qu’une évolution des méthodes de gestion du réseau. De nouveaux outils doivent être mis en place, et ceux permettant de mieux anticiper l’intermittence ont un rôle clé à jouer. C’est là qu’interviennent des outils de prévision, dont Soleka, qui est dédié à la production photovoltaïque.

Comment fonctionne cet outil ?

La production d’énergie photovoltaïque dépend du rayonnement solaire atteignant le sol (GHI, Global Horizontal Irradiance) et des caractéristiques du système photovoltaïque quant à la transformation d’énergie lumineuse en courant électrique (orientation, rendement des panneaux, etc.). Le rayonnement solaire  incident est déterminé par deux facteurs :

  • l’angle d’incidence, suivant lequel les rayons solaires arrivent au sol. Cette variable astronomique est calculable avec une grande précision à tout instant en tout point de la Terre ;
  • la transparence de l’atmosphère, principalement affectée par les nuages, dont le passage devant le soleil induit les variations brutales de la production d’énergie solaire. La prévision de l’évolution de la nébulosité est un problème complexe, sujet à de multiples travaux universitaires, et constitue la brique principale de l’outil Soleka.

Pour assurer une bonne précision de la prévision à différents horizons temporels, il est nécessaire de faire appel à plusieurs techniques différentes :

  • la prévision à très court terme se fait grâce à des caméras grand angle placées au sol. Les formes et les mouvements des nuages sont détectés sur les images ainsi acquises. La projection des ombres portées de ces nuages permet ensuite de modéliser la production d’énergie solaire ;
  • la prévision infra-journalière à plus grande échelle se fonde sur des images provenant des satellites météorologiques géostationnaires. Ici également, des méthodes de traitement d’image permettent d’isoler la couverture nuageuse. Le couplage de la structure du ciel avec un atlas d’irradiation – qui donne la puissance de rayonnement électromagnétique reçue en chaque point en cas de ciel clair – permet de créer une carte des prévisions d’irradiance ;

Estimation des vecteurs de déplacement de la couche nuageuse au-dessus de l’Europe Image prise par Meteosat-10 le 29 avril 2013 à 9h45 (UTC)

Source : EUMETSAT

  • pour des prévisions au lendemain, l’utilisation de modèles de Prévision numérique du temps (PNT) prend le relais du traitement d’images. La PNT consiste en une simulation numérique de l’évolution de l’atmosphère terrestre – comme le fait Météo France pour ses prévisions ;
  • des outils statistiques utilisant des historiques de production peuvent être mis à contribution pour améliorer la précision des prévisions.

Des réseaux de neurones permettent de combiner les différents types de données d’entrée, et d’analyser les relations qui les relient. Des méthodes d’apprentissage permettent d’améliorer en continu les performances des prévisions, en se fondant sur les données historiques.

Quels sont les avantages complémentaires de Soleka par rapport à un outil comme les outils Prév’ERDF ou IPES de RTE par exemple ?

Soleka est un outil centré sur la prévision de la production d’énergie d’origine photovoltaïque qui répond aux besoins de tous les acteurs de la chaîne de l’énergie (producteurs, gestionnaires de réseaux, responsables d’équilibre, etc.). Pour cela, il peut fournir des prévisions à l’échelle d’une centrale de production, d’une région ou d’un pays.

Prév’ERDF est opérationnel à l’échelle du démonstrateur Greenlys, mais aucun retour d’expérience n’a encore été communiqué et rendu public. Les résultats obtenus par Soleka font l’objet de publications régulières auprès de la communauté scientifique.

Au niveau de la France métropolitaine, le système de prévision de la production éolienne et photovoltaïque utilisé par RTE (IPES) s’appuie sur des données de prévision de température et de nébulosité fournies par Météo France, de la veille pour le lendemain, affinées en intra-journalier grâce à des télémesures (source : Panorama des énergies renouvelables, premier semestre 2014, RTE). Le modèle de Soleka fondé sur des mesures obtenues par satellite, particulièrement adapté à la maille gérée par le gestionnaire de réseau de transport, donne une vision globale et synchrone. Il constitue donc un outil complémentaire intéressant pour ce gestionnaire, permettant une très bonne précision en temps réel pour la reconstruction de la production photovoltaïque (conversion des données d’ensoleillement en puissance produite par un parc d’installations photovoltaïques) et une dégradation maîtrisée de la précision en fonction de l’horizon temporel.

En quoi constitue-t-il une technologie de Smart grids ?

Les Smart grids, ou réseaux électriques intelligents, ont pour objectif d’intégrer les nouvelles technologies de l’information et de la communication, de manière à répondre au mieux aux nouvelles contraintes liées à la mutation du paysage énergétique. L’intermittence des énergies renouvelables est une des problématiques majeures pour la gestion du réseau dès lors qu’on veut les utiliser de manière massive. La prévision photovoltaïque, qui apporte des solutions pour la gestion de cette intermittence, va devenir de plus en plus indispensable – c’est là qu’intervient Soleka.

Quels sont les avantages d’une meilleure prévision de la production d’énergies de sources renouvelables pour les gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité ? Et pour le gestionnaire du réseau public de transport ?

Pour le gestionnaire du réseau public de transport, la prévision de la production d’énergies de sources renouvelables permet principalement d’optimiser la planification de la production, de la veille pour le lendemain, mais également en infra-journalier. L’incertitude génère des surcoûts, dus soit à la réservation d’unités de production qui demeureront inutilisées (par crainte de sous-production), ou, à l’inverse, dus à la nécessité d’achat d’électricité sur le marché spot (suite à une surestimation de la production). La prévision permet également une gestion plus fine des besoins en disponibilité des réserves primaire et secondaire de puissance. On comprend son intérêt quand on sait que la production photovoltaïque peut connaître des variations allant jusqu'à 70 % de la puissance crête en à peine 5 minutes !

Pour les gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité, la prévision de la production solaire distribuée permet de gérer au mieux les contraintes du réseau électrique à la maille du poste source (étude de cas rédigée sur le sujet).

Quels sont les avantages d’une meilleure prévision de la production d’énergies de sources renouvelables pour les consommateurs ?

Si la prévision ne concerne pas directement les consommateurs, elle permet de réduire les coûts d’intégration de l’énergie photovoltaïque et simplifie la gestion du système électrique. Les effets bénéfiques de la prévision se répercutent donc sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité, payés par les consommateurs.

Pourriez-vous nous présenter un cas concret où cet outil a été déployé ?

Dans les zones insulaires non interconnectées (ZNI), la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique est déjà importante. Elle dépasse 30 % en milieu de journée sur l’île de La Réunion (lieu de création de Reuniwatt). Pour limiter les contraintes de variation de la charge sur les réseaux, les producteurs d’énergie photovoltaïque sont contraints de respecter un profil de puissance journalier ayant la forme d’un trapèze, en annonçant la puissance maximale délivrée. Pour respecter ce profil, ils sont obligés d’associer à leur installation de production un équipement de stockage d’énergie. Le non-respect de ce profil entraîne des pénalités.

Prévisions du rayonnement solaire (GHI) pour la centrale Albioma (Saint Leu, La Réunion), aux horizons 6 heures et 30 minutes, pour les 16 et 17 novembre 2014

Source : Reuniwatt

Les données de prévision, ci-dessus, sont les données fournies à un producteur d’électricité, Albioma, pour une installation de production photovoltaïque de 946 kW couplée à une installation de stockage d’énergie de capacité 1 200 kWh, en toiture d’un centre commercial situé à Saint-Leu (commune de La Réunion). Ces données de prévision sont fournies à divers horizons temporels, allant de 15 minutes à 48 heures. Ces données sont intégrées dans l’Energy management system (EMS), le système informatique de gestion de la centrale photovoltaïque et des batteries, qui les traite afin d’injecter sur le réseau le profil de puissance demandé.

Pour aller plus loin : Voici le SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) du système. Les prévisions de production – sur le graphe au milieu de l’image, dont les différents faisceaux représentent différents horizons de prédiction – ainsi que les données de fonctionnement des batteries – en haut à droite – sont prises en compte pour ajuster le profil de puissance injecté sur le réseau – à gauche. En bas, on peut suivre la puissance au compteur, réellement injectée sur le réseau.

Panneau de contrôle de l'EMS : gestion du système grâce à la prévision

Source : Macek / Albioma



Vue aérienne de la centrale photovoltaïque du centre commercial Le Portail (Saint-Leu, la Réunion)

Source : Reuniwatt / Albioma


Nicolas Schmutz
17 mars 2015



Nicolas Schmutz est le Président et Fondateur de Reuniwatt. Diplômé de l’Ecole Polytechnique et de SUPAERO, il a eu l’occasion de mener des projets avant-gardistes dans le domaine de l’énergie et du développement durable pour plusieurs sociétés. Il a notamment structuré le développement du photovoltaïque à La Réunion pour le précurseur français de ce marché. Fort de cette expérience et animé par l’innovation, Nicolas Schmutz fonde Reuniwatt en 2010.




Reuniwatt est une jeune entreprise proposant des services permettant le déploiement à grande échelle des énergies renouvelables dans le monde. En particulier, Reuniwatt offre des solutions permettant de pallier l’intermittence des énergies renouvelables, dans le but de limiter l’utilisation d’énergies émettrices de gaz à effet de serre.

Le développement de Reuniwatt s’articule autour de 3 métiers :
  • la prévision de la production d’énergie photovoltaïque, avec l’outil Soleka ;
  • les systèmes d’information climatiques, par l’instrumentation de sites et la gestion de bases de données environnementales ;
  • l’expertise en mix énergétique, une activité de conseil en projets énergétiques dans la zone océan Indien.