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Enjeux liés à l'intégration des énergies renouvalables dans le système électrique

Enjeux liés à l'équilibrage du système électrique

En 2018 et avec 25% de la production totale d’électricité au niveau mondial en 2017, les énergies renouvelables se classent en deuxième position derrière le charbon (38 %) mais devant le gaz naturel (23%) et le nucléaire (10%).

À elle seule l’hydro-électricité, qui a été exploitée avant le charbon à la fin du XIXème siècle et était largement majoritaire dans les années 1920 en France, représente les deux tiers de ce total ; elle compte aujourd’hui pour environ 10% de la production française mais 98% en Norvège et plus de 80% en Nouvelle-Zélande et au Brésil.

L’eau pouvant facilement se stocker dans les bassins des barrages, l’hydroélectricité est au moins partiellement pilotable. En revanche, l’éolien et le solaire photovoltaïque, qui ne sont apparus que dans les années 1990 mais sont appelés à se développer massivement, dépendent entièrement de phénomènes incontrôlables comme l’alternance jour/nuit ou les conditions météo : c’est pourquoi on les qualifie parfois de « fatales », « intermittentes », « non-pilotables » ou « variables », ces deux derniers termes étant plus exacts que les premiers.

Cette variabilité s’ajoute à celle de la consommation, elle aussi peu contrôlable, mais à laquelle les gestionnaires de réseaux savent faire face soit par le pilotage à la hausse ou à la baisse des moyens de production, soit par des actions sur la demande telles que l’activation d’usages lors des périodes de surproduction ou le délestage lors des périodes de faible production.

On peut noter à cet égard que la variabilité de la consommation est particulièrement marquée en France où le chauffage électrique est présent dans près de la moitié des logements : en hiver, chaque degré en moins sur le thermomètre augmente la puissance appelée de 2,4 GW, soit l’équivalent de 2 à 3 réacteurs nucléaires. Cette thermosensibilité qui représente à elle seule près de la moitié du phénomène à l’échelle européenne est néanmoins bien maîtrisée par RTE, grâce notamment à sa capacité d’anticipation basée sur une très bonne connaissance des liens entre prévisions météo et évolution de la consommation.

Enjeux et économiques

Impact sur les marchés de l'électricité

Du fait qu’elle est non-pilotable, l’électricité renouvelable variable bénéficie logiquement dans de nombreux pays d’une priorité d’injection dans le réseau. Comme la production  n’est pas nécessairement corrélée avec la consommation cette priorité peut, lors des pics de production éoliens et photovoltaïques, tirer à la baisse le prix de vente de l’électricité sur le marché voire induire des prix négatifs, avec pour effet secondaire de réduire la rentabilité des autres moyens de production qui restent pour le moment nécessaires à l’équilibre général du système électrique.

La perspective d’une pénétration plus importante du renouvelable variable invite donc à une réflexion plus générale sur le cadre économique et régulatoire :

  • Soit pour inciter ou obliger ces moyens de production à offrir les mêmes services que les moyens conventionnels, de manière à garantir la stabilité et la sécurité du système électrique ;
  • soit pour permettre le financement de flexibilités complémentaires à ces moyens de production (unités de stockage, pilotage de la demande ou autres moyens de production pilotables).

Enjeux liés au raccordement des EnR sur le réseau de distribution d'électricité

Les installations éoliennes et solaires sont très majoritairement « décentralisées »

Les nouvelles énergies renouvelables, l’éolien et le solaire, dites énergies renouvelables variables du fait de leur caractère dépendant de la météo, sont raccordées à 95% (en puissance) au réseau public de distribution. On distingue plusieurs grandes catégories d’installations en fonction du type de réseau auxquelles elles se raccordent: le réseau de transport ("HTB"), le réseau de distribution, composé du réseau moyenne tension ("HTA") et du réseau basse tension ("BT"). Les limites de puissance de raccordement à ces réseaux sont décrits dans l'article .

  • Très grandes installations photovoltaïques ou éoliennes – HTB : 5% de la puissance cumulée de ces deux filières sont raccordées directement au réseau public de transport en HTB1. Il s’agit d’installations comme le parc photovoltaïque de Cestas, dont la puissance de 300MW excède très largement le seuil de raccordement au réseau de distribution (12/17MW).
  • Parcs au sol photovoltaïques – HTA : installations de puissance généralement de plusieurs mégawatts (1 à 5 MW), elles sont raccordées sur un départ du réseau public moyenne tension (20kV) via un poste de livraison qui fait la liaison avec l’installation privée composée d’un ou plusieurs postes de transformation HTA/BT.
  • Parcs éoliens - HTA : installations de puissance d’une dizaine à plusieurs dizaines de mégawatt (6 - 40MW), elles sont raccordées au réseau public moyenne tension (20kV) via un ou plusieurs départs HTA selon la puissance de l’installation.
  • Grandes toitures et ombrières photovoltaïques - HTA : les installations sur des hypermarchés, sites industriels, etc. de plus de 250kW (plus de 1500 mètres carrés de panneaux) sont raccordées directement au réseau public HTA via un poste de distribution privé ou indirectement au réseau public via l’installation privée du consommateur.
  • Petites et moyennes toitures photovoltaïques – BT : les installations de moins de 250kW sont raccordées en basse tension.

Corrélation offre demande

L’intégration à grande échelle de sources non-pilotables dans le système électrique pose de nouveaux défis, notamment du fait que les périodes de production ne correspondent pas nécessairement à des besoins de consommation et qu’un accroissement de la capacité installée ne se traduit pas nécessairement par une augmentation de la couverture de la demande.

Ce problème se poserait de manière particulièrement aiguë si on ne disposait que d’une seule source variable, mais les sources variables se complètent au moins partiellement entre elles : si le photovoltaïque ne produit jamais la nuit, ce n’est pas le cas de l’éolien et il y a généralement plus de soleil en été et de vent en hiver sous nos latitudes. L’éolien bénéficie en outre de trois régimes de vent (océanique, méditerranéen et continental) et sa version maritime permet d’exploiter des vents plus constants que sur le continent.

Plus largement, l’interconnexion des systèmes électriques entre pays voisins permet de bénéficier d’un foisonnement de la production renouvelable à l’échelle de l’ensemble du système électrique européen, ce qui est particulièrement important pour la France qui se situe au cœur géographique de ce dernier.

Ces complémentarités qui s’ajoutent au caractère pilotable de l’hydroélectricité historique et si besoin de la biomasse (biogaz ou bois) permettent de réduire la variabilité moyenne du système électrique et de retarder le moment où il sera nécessaire de prendre des dispositions spécifiques, mais il subsistera toujours des périodes ou la production excède la demande, et d’autres durant lesquelles à l’inverse elle ne suffit pas à répondre aux besoins.

Dans le premier cas, trois solutions sont envisageables : l’exportation, le stockage et l’arrêt volontaire de la production (on parle alors d’écrêtement). Dans le second, il faut disposer de sources complémentaires tels que moyens de production pilotables, unités de stockage remplies durant les périodes forte production ou importations.

Plusieurs études sur la faisabilité d’un mix électrique 100%, notamment celle publiée en 2016 par l’ADEME, dont RTE a validé la qualité scientifique, montrent que les outils de flexibilité actuellement disponibles (stockage, pilotage de la demande, moyens de production de pointe, …) suffisent à assurer l’équilibre offre-demande à tout instant jusqu’à des taux élevés de pénétration des sources variables de l’ordre de 70 à 80 %, moyennant une adaptation du réseau. Au-delà, il sera nécessaire de faire appel à des moyens de stockage intersaisonnier massif tel que le « power-to-gas » (production d’hydrogène et le cas échéant de méthane de synthèse).

L'un des enjeux actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est d'améliorer la prévision de la production

Prévisibilité de la production solaire et éolienne

Une autre difficulté provient du caractère peu prévisible de la production de l’éolien et du solaire qui rend plus compliquée la tâche des gestionnaires de réseau. Ceux-ci doivent s’assurer à l’avance qu’ils disposeront de réserves suffisantes pour se prémunir contre des aléas par nature imprévisibles : ainsi, les moyens renouvelables variables tendent à accroître les besoins de réserve.

L'un des objectifs actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est précisément d'améliorer la prévision. Des progrès notables ont été accomplis ces dernières années dans ce domaine : RTE, par exemple, dispose depuis 2009 d’un outil de prévision appelé IPES (pour Insertion de la Production Éolienne et Solaire) dont la fiabilité s’améliore au fur et à mesure que le retour d’expérience augmente .

De manière générale, la précision de la prévision dépend de plusieurs facteurs :

  • son horizon temporel, c’est-à-dire combien de temps à l’avance elle est réalisée ;
  • son périmètre, c’est-à-dire si elle porte sur une unité, un site ou un ensemble de sites de production, voire sur une région ou un pays entier : plus l’étendue géographique est grande, plus l’erreur sera faible du fait du foisonnement de la production ;
  • de la formulation mathématique utilisée pour calculer l’erreur de prévision (erreur relative, absolue ou en moyenne quadratique).

Il existe un grand nombre de modèles et de méthodes pour estimer la production renouvelable à différents horizons de temps. Chacune a ses avantages et inconvénients et est pertinente pour un domaine d’utilisation. Ainsi, pour le solaire photovoltaïque, des caméras « fish-eye » filmant à 180° le ciel au-dessus d’une installation sont utilisées pour des prévisions à très court terme (inférieures à quelques heures), des modèles météorologiques pour la prévision court-terme (à quelques jours) et des modèles statistiques basés sur des historiques de production pour des prévisions à plus long terme (une semaine à plusieurs années).

Participation aux services système

Une troisième difficulté provient de la participation aujourd'hui limitée des moyens éoliens et photovoltaïques aux services système qui sont essentiels pour garantir la qualité et la continuité de la fourniture d’électricité. Tant que leur taux de pénétration reste limité, les autres moyens de production fournissent les services nécessaires au bon fonctionnement du système, y compris en tenant compte de l’aléa supplémentaire qu’ils induisent. Mais lorsque cette pénétration augmente, les erreurs de prévision deviennent plus fréquentes et potentiellement plus pénalisantes, tandis que les moyens disponibles pour y faire face tendent à devenir de moins en moins suffisants.

Bien que cette problématique soit très loin de se poser en France compte tenu du faible taux de pénétration des sources variables dans le mix électrique, on constate dans les pays plus avancés que les  les exigences du réseau vis-à-vis des renouvelables tendent à s'aligner sur celles appliquées aux moyens conventionnels, notamment en matière d'ajustement de la production à la hausse et à la baisse afin de fournir des services-système.

Des projets de démonstration achevés ou en cours réalisation tels que projets Kombikraftwerk ou REstable confirment la capacité des renouvelables variables  à répondre à ces exigences avec des performances comparables à celles des moyens conventionnels lorsqu’elles sont géographiquement dispersées et agrégées pour pouvoir être pilotées par un seul opérateur à travers ce que l’on appelle une « centrale virtuelle ».

Stabilité du réseau électrique

En cours de rédaction...

Dernière Mise à jour : 25/09/2023

Des travaux ont été menés sur les verrous à la pénétration du renouvelable électrique et sur les recommandations pour lever ces verrous. Le projet Kombikraftwerk2 , qui vise à comprendre les verrous à l’avènement d'un approvisonnement 100% renouvelable en Allemagne sous l’angle de la stabilité du système électrique, propose un certain nombre d’évolutions du cadre réglementaire pour favoriser l'intégration des renouvelables aux différents marchés de services-système (réduction des périodes d’enchères, équilibrage infra-journalier, possibilité d’offres dissymétriques).

La pertinence de ces recommandations a été confirmée par le projet REstable qui a expérimenté en 2018 et 2019 le recours à des centrales virtuelles (VPP pour Virtual Power Plants) composées d'installations photovoltaïques et éoliennes en fonctionnement en France et en Allemagne pour la participation au réglage de la fréquence .

Dernière Mise à jour : 25/09/2023
Article précédent Enjeux liés à l'équilibrage du système électrique
Article suivant Enjeux liés au raccordement des EnR sur le réseau de distribution d'électricité

La majeure partie des installations PV est raccordée sur le réseau basse tension, réseau le moins bien connu

En nombre, la majeure partie des installations PV est raccordée sur le réseau basse tension. Or ce dernier est le moins connu. En effet, le réseau de transport, largement instrumenté et piloté, est surveillé en permanence. Quant au réseau HTA, il dispose de mesures en temps réel, a minima sur chaque départ, d’interrupteurs pouvant être manœuvrés à distance et d’un certain maillage qui permet de le reconfigurer en temps réel en cas d’incidents ou de travaux.

A l’inverse, le réseau basse tension est considéré comme passif puisque, jusqu’à très récemment, il était peu instrumenté et pas piloté. L’arrivée des producteurs décentralisés et la volonté de maîtriser et diminuer les consommations d’énergie amènent à s’intéresser aux charges et points d’injection sur ce réseau. Par ailleurs, la décision de généraliser le compteur Linky va générer un nombre très conséquent de nouvelles mesures.

 

 

Il n’y a pas de notion d’équilibre offre-demande sur le réseau de distribution…

, c’est-à-dire l’adéquation en temps réel entre la consommation et la production d’électricité, est réalisé principalement à la maille nationale et est une des missions principales du gestionnaire de réseau de transport RTE. L’équilibre offre-demande n’est pas réalisé à l’échelle des poches de réseau de distribution, autrement dit de chacun des postes sources.

Les postes sources, postes faisant la jonction entre le réseau de transport et de distribution, peuvent ainsi être consommateurs (la majorité des postes) ou producteurs (par exemple, les postes développés pour le raccordement de parcs éoliens), en fonction des heures de la journée ou des périodes de l’année. Les données en open data illustrent par exemple les déséquilibres régionaux entre production et consommation mensuelles.

Plus la consommation est forte par rapport à la production, plus la tension est faible et inversement.

 

… mais des valeurs normatives de tension doivent être respectées

L’indicateur essentiel sur le réseau de distribution est la . La tension est au réseau public de distribution, ce que la fréquence est au réseau de transport : un indicateur de l’écart entre production et consommation. Plus la consommation est forte par rapport à la production, plus la tension est faible ; et inversement. La différence majeure entre ces deux notions est que là où la fréquence est quasiment la même sur toute la plaque européenne interconnectée, la tension traduit des phénomènes très locaux. Sur le réseau de distribution, la tension doit être comprise dans unepour des questions de sécurité des personnes et de protection des équipements.

Ainsi, la seule contrainte au développement de la production vu du réseau de distribution est le respect des capacités de transit des câbles (contrainte d’intensité) et des niveaux de tension.

 

L’impact sur le réseau des installations d’électricité renouvelable est très variable en fonction de la puissance et de la localisation des projets

A puissance égale, le raccordement d’une installation éolienne ou solaire peut avoir un impact sur le réseau très différent en fonction de la localisation. En effet, l’impact sur le réseau est caractérisé par des contraintes d’intensité (échauffement des câbles) et de tension (qualité de l’onde) qui sont en fonction de la nature et section (diamètre) des câbles, et des consommateurs raccordés sur les tronçons entre l’installation et le poste de transformation.

Par exemple, une installation de 30 kWc sur la toiture d’un gymnase aura probablement un impact négligeable en centre-ville. En effet, les départs y sont de forte section et de faible longueur et la densité de consommation élevée et caractérisée par une mixité résidentielle-tertiaire dont le profil de consommation est plus en phase avec la production photovoltaïque. A l’inverse, cette installation peut entraîner des contraintes et nécessiter l’adaptation du réseau si elle est développée sur une petite commune où les consommateurs sont essentiellement résidentiels et donc peu consommateurs pendant le pic de production photovoltaïque.

 

Le réseau de distribution doit pouvoir accommoder des situations hivernale avec une forte consommation et faible production, et estivale avec une faible consommation et éventuellement une forte production


Le réseau public de distribution est composé de câbles et transformateurs qui ont la double fonction d’acheminer l’électricité provenant du réseau de transport amont vers les charges et de collecter la production excédentaire des installations décentralisées pour l’acheminer vers les charges les plus proches. Il n’existe pas deux réseaux parallèles, un de collecte et un d’acheminement.

Ainsi, en présence de production décentralisée sur un réseau, les câbles et transformateurs doivent pouvoir supporter deux situations extrêmes : les pointes de consommation l’hiver, plutôt générateurs de tensions basses, et les pics de production l’été, plutôt générateurs de tension haute lorsque les charges sont principalement résidentielles. Le réseau actuel ayant été en très grande partie déployé avant les années 1990, il a été conçu surtout pour éviter ou compenser les chutes de tension générées par les pointes hivernales (voir l’article sur la ).

En conséquence, bien que les équipements du réseau fonctionnent tous dans les deux sens, l’insertion d’installations de production décentralisée peut générer des contraintes de tension haute, et donc des besoins de travaux, sur ces réseaux conçus pour être robustes aux chutes de tension. Ces notions sont expliquées en détails dans l’article « ».des réseaux tiennent compte du dimensionnement historique du réseau.

En cas de besoins de travaux d’adaptation du réseau, les producteurs sont redevables d’une partie du coût de ces travaux, la proportion variant selon leur puissance, le reste étant pris en charge collectivement par (TURPE).

Dernière Mise à jour : 25/09/2023

Enjeux liés à l'intégration des énergies renouvalables dans le système électrique

Enjeux liés à l'équilibrage du système électrique

En 2018 et avec 25% de la production totale d’électricité au niveau mondial en 2017, les énergies renouvelables se classent en deuxième position derrière le charbon (38 %) mais devant le gaz naturel (23%) et le nucléaire (10%).

À elle seule l’hydro-électricité, qui a été exploitée avant le charbon à la fin du XIXème siècle et était largement majoritaire dans les années 1920 en France, représente les deux tiers de ce total ; elle compte aujourd’hui pour environ 10% de la production française mais 98% en Norvège et plus de 80% en Nouvelle-Zélande et au Brésil.

L’eau pouvant facilement se stocker dans les bassins des barrages, l’hydroélectricité est au moins partiellement pilotable. En revanche, l’éolien et le solaire photovoltaïque, qui ne sont apparus que dans les années 1990 mais sont appelés à se développer massivement, dépendent entièrement de phénomènes incontrôlables comme l’alternance jour/nuit ou les conditions météo : c’est pourquoi on les qualifie parfois de « fatales », « intermittentes », « non-pilotables » ou « variables », ces deux derniers termes étant plus exacts que les premiers.

Cette variabilité s’ajoute à celle de la consommation, elle aussi peu contrôlable, mais à laquelle les gestionnaires de réseaux savent faire face soit par le pilotage à la hausse ou à la baisse des moyens de production, soit par des actions sur la demande telles que l’activation d’usages lors des périodes de surproduction ou le délestage lors des périodes de faible production.

On peut noter à cet égard que la variabilité de la consommation est particulièrement marquée en France où le chauffage électrique est présent dans près de la moitié des logements : en hiver, chaque degré en moins sur le thermomètre augmente la puissance appelée de 2,4 GW, soit l’équivalent de 2 à 3 réacteurs nucléaires. Cette thermosensibilité qui représente à elle seule près de la moitié du phénomène à l’échelle européenne est néanmoins bien maîtrisée par RTE, grâce notamment à sa capacité d’anticipation basée sur une très bonne connaissance des liens entre prévisions météo et évolution de la consommation.

Corrélation offre demande

L’intégration à grande échelle de sources non-pilotables dans le système électrique pose de nouveaux défis, notamment du fait que les périodes de production ne correspondent pas nécessairement à des besoins de consommation et qu’un accroissement de la capacité installée ne se traduit pas nécessairement par une augmentation de la couverture de la demande.

Ce problème se poserait de manière particulièrement aiguë si on ne disposait que d’une seule source variable, mais les sources variables se complètent au moins partiellement entre elles : si le photovoltaïque ne produit jamais la nuit, ce n’est pas le cas de l’éolien et il y a généralement plus de soleil en été et de vent en hiver sous nos latitudes. L’éolien bénéficie en outre de trois régimes de vent (océanique, méditerranéen et continental) et sa version maritime permet d’exploiter des vents plus constants que sur le continent.

Plus largement, l’interconnexion des systèmes électriques entre pays voisins permet de bénéficier d’un foisonnement de la production renouvelable à l’échelle de l’ensemble du système électrique européen, ce qui est particulièrement important pour la France qui se situe au cœur géographique de ce dernier.

Ces complémentarités qui s’ajoutent au caractère pilotable de l’hydroélectricité historique et si besoin de la biomasse (biogaz ou bois) permettent de réduire la variabilité moyenne du système électrique et de retarder le moment où il sera nécessaire de prendre des dispositions spécifiques, mais il subsistera toujours des périodes ou la production excède la demande, et d’autres durant lesquelles à l’inverse elle ne suffit pas à répondre aux besoins.

Dans le premier cas, trois solutions sont envisageables : l’exportation, le stockage et l’arrêt volontaire de la production (on parle alors d’écrêtement). Dans le second, il faut disposer de sources complémentaires tels que moyens de production pilotables, unités de stockage remplies durant les périodes forte production ou importations.

Plusieurs études sur la faisabilité d’un mix électrique 100%, notamment celle publiée en 2016 par l’ADEME, dont RTE a validé la qualité scientifique, montrent que les outils de flexibilité actuellement disponibles (stockage, pilotage de la demande, moyens de production de pointe, …) suffisent à assurer l’équilibre offre-demande à tout instant jusqu’à des taux élevés de pénétration des sources variables de l’ordre de 70 à 80 %, moyennant une adaptation du réseau. Au-delà, il sera nécessaire de faire appel à des moyens de stockage intersaisonnier massif tel que le « power-to-gas » (production d’hydrogène et le cas échéant de méthane de synthèse).

L'un des enjeux actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est d'améliorer la prévision de la production

Prévisibilité de la production solaire et éolienne

Une autre difficulté provient du caractère peu prévisible de la production de l’éolien et du solaire qui rend plus compliquée la tâche des gestionnaires de réseau. Ceux-ci doivent s’assurer à l’avance qu’ils disposeront de réserves suffisantes pour se prémunir contre des aléas par nature imprévisibles : ainsi, les moyens renouvelables variables tendent à accroître les besoins de réserve.

L'un des objectifs actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est précisément d'améliorer la prévision. Des progrès notables ont été accomplis ces dernières années dans ce domaine : RTE, par exemple, dispose depuis 2009 d’un outil de prévision appelé IPES (pour Insertion de la Production Éolienne et Solaire) dont la fiabilité s’améliore au fur et à mesure que le retour d’expérience augmente .

De manière générale, la précision de la prévision dépend de plusieurs facteurs :

  • son horizon temporel, c’est-à-dire combien de temps à l’avance elle est réalisée ;
  • son périmètre, c’est-à-dire si elle porte sur une unité, un site ou un ensemble de sites de production, voire sur une région ou un pays entier : plus l’étendue géographique est grande, plus l’erreur sera faible du fait du foisonnement de la production ;
  • de la formulation mathématique utilisée pour calculer l’erreur de prévision (erreur relative, absolue ou en moyenne quadratique).

Il existe un grand nombre de modèles et de méthodes pour estimer la production renouvelable à différents horizons de temps. Chacune a ses avantages et inconvénients et est pertinente pour un domaine d’utilisation. Ainsi, pour le solaire photovoltaïque, des caméras « fish-eye » filmant à 180° le ciel au-dessus d’une installation sont utilisées pour des prévisions à très court terme (inférieures à quelques heures), des modèles météorologiques pour la prévision court-terme (à quelques jours) et des modèles statistiques basés sur des historiques de production pour des prévisions à plus long terme (une semaine à plusieurs années).

Participation aux services système

Une troisième difficulté provient de la participation aujourd'hui limitée des moyens éoliens et photovoltaïques aux services système qui sont essentiels pour garantir la qualité et la continuité de la fourniture d’électricité. Tant que leur taux de pénétration reste limité, les autres moyens de production fournissent les services nécessaires au bon fonctionnement du système, y compris en tenant compte de l’aléa supplémentaire qu’ils induisent. Mais lorsque cette pénétration augmente, les erreurs de prévision deviennent plus fréquentes et potentiellement plus pénalisantes, tandis que les moyens disponibles pour y faire face tendent à devenir de moins en moins suffisants.

Bien que cette problématique soit très loin de se poser en France compte tenu du faible taux de pénétration des sources variables dans le mix électrique, on constate dans les pays plus avancés que les  les exigences du réseau vis-à-vis des renouvelables tendent à s'aligner sur celles appliquées aux moyens conventionnels, notamment en matière d'ajustement de la production à la hausse et à la baisse afin de fournir des services-système.

Des projets de démonstration achevés ou en cours réalisation tels que projets Kombikraftwerk ou REstable confirment la capacité des renouvelables variables  à répondre à ces exigences avec des performances comparables à celles des moyens conventionnels lorsqu’elles sont géographiquement dispersées et agrégées pour pouvoir être pilotées par un seul opérateur à travers ce que l’on appelle une « centrale virtuelle ».

Stabilité du réseau électrique

En cours de rédaction...

Enjeux et économiques

Impact sur les marchés de l'électricité

Du fait qu’elle est non-pilotable, l’électricité renouvelable variable bénéficie logiquement dans de nombreux pays d’une priorité d’injection dans le réseau. Comme la production  n’est pas nécessairement corrélée avec la consommation cette priorité peut, lors des pics de production éoliens et photovoltaïques, tirer à la baisse le prix de vente de l’électricité sur le marché voire induire des prix négatifs, avec pour effet secondaire de réduire la rentabilité des autres moyens de production qui restent pour le moment nécessaires à l’équilibre général du système électrique.

La perspective d’une pénétration plus importante du renouvelable variable invite donc à une réflexion plus générale sur le cadre économique et régulatoire :

  • Soit pour inciter ou obliger ces moyens de production à offrir les mêmes services que les moyens conventionnels, de manière à garantir la stabilité et la sécurité du système électrique ;
  • soit pour permettre le financement de flexibilités complémentaires à ces moyens de production (unités de stockage, pilotage de la demande ou autres moyens de production pilotables).

Des travaux ont été menés sur les verrous à la pénétration du renouvelable électrique et sur les recommandations pour lever ces verrous. Le projet Kombikraftwerk2 , qui vise à comprendre les verrous à l’avènement d'un approvisonnement 100% renouvelable en Allemagne sous l’angle de la stabilité du système électrique, propose un certain nombre d’évolutions du cadre réglementaire pour favoriser l'intégration des renouvelables aux différents marchés de services-système (réduction des périodes d’enchères, équilibrage infra-journalier, possibilité d’offres dissymétriques).

La pertinence de ces recommandations a été confirmée par le projet REstable qui a expérimenté en 2018 et 2019 le recours à des centrales virtuelles (VPP pour Virtual Power Plants) composées d'installations photovoltaïques et éoliennes en fonctionnement en France et en Allemagne pour la participation au réglage de la fréquence .

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Enjeux liés au raccordement des EnR sur le réseau de distribution d'électricité

Les installations éoliennes et solaires sont très majoritairement « décentralisées »

Les nouvelles énergies renouvelables, l’éolien et le solaire, dites énergies renouvelables variables du fait de leur caractère dépendant de la météo, sont raccordées à 95% (en puissance) au réseau public de distribution. On distingue plusieurs grandes catégories d’installations en fonction du type de réseau auxquelles elles se raccordent: le réseau de transport ("HTB"), le réseau de distribution, composé du réseau moyenne tension ("HTA") et du réseau basse tension ("BT"). Les limites de puissance de raccordement à ces réseaux sont décrits dans l'article .

  • Très grandes installations photovoltaïques ou éoliennes – HTB : 5% de la puissance cumulée de ces deux filières sont raccordées directement au réseau public de transport en HTB1. Il s’agit d’installations comme le parc photovoltaïque de Cestas, dont la puissance de 300MW excède très largement le seuil de raccordement au réseau de distribution (12/17MW).
  • Parcs au sol photovoltaïques – HTA : installations de puissance généralement de plusieurs mégawatts (1 à 5 MW), elles sont raccordées sur un départ du réseau public moyenne tension (20kV) via un poste de livraison qui fait la liaison avec l’installation privée composée d’un ou plusieurs postes de transformation HTA/BT.
  • Parcs éoliens - HTA : installations de puissance d’une dizaine à plusieurs dizaines de mégawatt (6 - 40MW), elles sont raccordées au réseau public moyenne tension (20kV) via un ou plusieurs départs HTA selon la puissance de l’installation.
  • Grandes toitures et ombrières photovoltaïques - HTA : les installations sur des hypermarchés, sites industriels, etc. de plus de 250kW (plus de 1500 mètres carrés de panneaux) sont raccordées directement au réseau public HTA via un poste de distribution privé ou indirectement au réseau public via l’installation privée du consommateur.
  • Petites et moyennes toitures photovoltaïques – BT : les installations de moins de 250kW sont raccordées en basse tension.

La majeure partie des installations PV est raccordée sur le réseau basse tension, réseau le moins bien connu

En nombre, la majeure partie des installations PV est raccordée sur le réseau basse tension. Or ce dernier est le moins connu. En effet, le réseau de transport, largement instrumenté et piloté, est surveillé en permanence. Quant au réseau HTA, il dispose de mesures en temps réel, a minima sur chaque départ, d’interrupteurs pouvant être manœuvrés à distance et d’un certain maillage qui permet de le reconfigurer en temps réel en cas d’incidents ou de travaux.

A l’inverse, le réseau basse tension est considéré comme passif puisque, jusqu’à très récemment, il était peu instrumenté et pas piloté. L’arrivée des producteurs décentralisés et la volonté de maîtriser et diminuer les consommations d’énergie amènent à s’intéresser aux charges et points d’injection sur ce réseau. Par ailleurs, la décision de généraliser le compteur Linky va générer un nombre très conséquent de nouvelles mesures.

 

 

Il n’y a pas de notion d’équilibre offre-demande sur le réseau de distribution…

, c’est-à-dire l’adéquation en temps réel entre la consommation et la production d’électricité, est réalisé principalement à la maille nationale et est une des missions principales du gestionnaire de réseau de transport RTE. L’équilibre offre-demande n’est pas réalisé à l’échelle des poches de réseau de distribution, autrement dit de chacun des postes sources.

Les postes sources, postes faisant la jonction entre le réseau de transport et de distribution, peuvent ainsi être consommateurs (la majorité des postes) ou producteurs (par exemple, les postes développés pour le raccordement de parcs éoliens), en fonction des heures de la journée ou des périodes de l’année. Les données en open data illustrent par exemple les déséquilibres régionaux entre production et consommation mensuelles.

Plus la consommation est forte par rapport à la production, plus la tension est faible et inversement.

 

… mais des valeurs normatives de tension doivent être respectées

L’indicateur essentiel sur le réseau de distribution est la . La tension est au réseau public de distribution, ce que la fréquence est au réseau de transport : un indicateur de l’écart entre production et consommation. Plus la consommation est forte par rapport à la production, plus la tension est faible ; et inversement. La différence majeure entre ces deux notions est que là où la fréquence est quasiment la même sur toute la plaque européenne interconnectée, la tension traduit des phénomènes très locaux. Sur le réseau de distribution, la tension doit être comprise dans unepour des questions de sécurité des personnes et de protection des équipements.

Ainsi, la seule contrainte au développement de la production vu du réseau de distribution est le respect des capacités de transit des câbles (contrainte d’intensité) et des niveaux de tension.

 

L’impact sur le réseau des installations d’électricité renouvelable est très variable en fonction de la puissance et de la localisation des projets

A puissance égale, le raccordement d’une installation éolienne ou solaire peut avoir un impact sur le réseau très différent en fonction de la localisation. En effet, l’impact sur le réseau est caractérisé par des contraintes d’intensité (échauffement des câbles) et de tension (qualité de l’onde) qui sont en fonction de la nature et section (diamètre) des câbles, et des consommateurs raccordés sur les tronçons entre l’installation et le poste de transformation.

Par exemple, une installation de 30 kWc sur la toiture d’un gymnase aura probablement un impact négligeable en centre-ville. En effet, les départs y sont de forte section et de faible longueur et la densité de consommation élevée et caractérisée par une mixité résidentielle-tertiaire dont le profil de consommation est plus en phase avec la production photovoltaïque. A l’inverse, cette installation peut entraîner des contraintes et nécessiter l’adaptation du réseau si elle est développée sur une petite commune où les consommateurs sont essentiellement résidentiels et donc peu consommateurs pendant le pic de production photovoltaïque.

 

Le réseau de distribution doit pouvoir accommoder des situations hivernale avec une forte consommation et faible production, et estivale avec une faible consommation et éventuellement une forte production


Le réseau public de distribution est composé de câbles et transformateurs qui ont la double fonction d’acheminer l’électricité provenant du réseau de transport amont vers les charges et de collecter la production excédentaire des installations décentralisées pour l’acheminer vers les charges les plus proches. Il n’existe pas deux réseaux parallèles, un de collecte et un d’acheminement.

Ainsi, en présence de production décentralisée sur un réseau, les câbles et transformateurs doivent pouvoir supporter deux situations extrêmes : les pointes de consommation l’hiver, plutôt générateurs de tensions basses, et les pics de production l’été, plutôt générateurs de tension haute lorsque les charges sont principalement résidentielles. Le réseau actuel ayant été en très grande partie déployé avant les années 1990, il a été conçu surtout pour éviter ou compenser les chutes de tension générées par les pointes hivernales (voir l’article sur la ).

En conséquence, bien que les équipements du réseau fonctionnent tous dans les deux sens, l’insertion d’installations de production décentralisée peut générer des contraintes de tension haute, et donc des besoins de travaux, sur ces réseaux conçus pour être robustes aux chutes de tension. Ces notions sont expliquées en détails dans l’article « ».des réseaux tiennent compte du dimensionnement historique du réseau.

En cas de besoins de travaux d’adaptation du réseau, les producteurs sont redevables d’une partie du coût de ces travaux, la proportion variant selon leur puissance, le reste étant pris en charge collectivement par (TURPE).

Dernière Mise à jour : 25/09/2023

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