L’impact de l’insertion des EnRi dans le réseau
5.1 Notions fondamentales
5.1.1 Réseaux électriques : définitions, contraintes
L’impact de l’insertion des EnRi dans le réseau électrique
5.1 Notions fondamentales
Il faut en premier lieu noter l’extrême précision du pilotage du réseau électrique français, encore un des meilleurs du monde grâce au potentiel de suivi de charge de ses deux composantes principales, le nucléaire et l’hydraulique. Le suivi au pas de la demi-heure dans la figure 1 montre la réalité française, y compris lorsque les énergies intermittentes sont quasi absentes (entouré en rouge).
5.1.1 Réseaux électriques : définitions, contraintes
Rappelons qu’il existe deux réseaux 84.
• Le réseau de transport, haute (HT) et très haute (THT) tension, relie les produc-teurs d’électricité. C’est un réseau maillé, le courant pouvant être transmis dans les deux sens en fonction des appels de puissance géographiques.
84. Voir www.energethique.com art. n° 35 : « Des smart grids, pour quoi faire ? ».
Figure 1 Suivi de charge (MW) pendant une dizaine de jours de janvier 2014.
Il est géré en France par RTE* 85 (Réseau de transport d’électricité). Il est très for-tement connecté au réseau européen, la France disposant de plus de 50 interfaces avec ses voisins.
• Le réseau de distribution, moyenne (MT) et basse (BT) tension, est un réseau étoilé, globalement conçu pour véhiculer le courant de moyenne tension au petit consommateur local (il n’est pas fait pour redistribuer sur tout le territoire). Il est géré en France majoritairement par ENEDIS.
Cette différence de fonctionnement des deux réseaux est importante, car le réseau de distribution n’a pas été conçu pour véhiculer de très fortes puissances dans les deux sens, alors même que l’essentiel des productions de l’éolien et du solaire n’est pas consommé sur place mais injecté directement sur le réseau (à 90 % environ).
Les réseaux publics sont des outils de mutualisation, d’optimisation, et de solidarité : – Techniquement, ils servent à relier les producteurs aux consommateurs.
– Socialement, ils permettent de secourir les zones en déficit de production, comme la région PACA ou la Bretagne.
– Économiquement, ils permettent de faire une réduction d’un facteur 5 de l’inves-tissement, grâce au foisonnement des consommations. En outre, la taille des moyens mis en œuvre est une source d’optimisation des coûts, tant en investis-sement qu’en exploitation.
85. Les termes suivis d’un astérisque sont définis en fin de chapitre.
5. L’impact de l’insertion des EnRi dans le réseau électrique
Les producteurs, qui alimentent la plaque européenne, sont regroupés au sein de l’ENTSO-E (European Network of Transmission System of Operators for Electricity) qui regroupe 34 pays interconnectés, ce qui donne au réseau une grande stabilité.
Par contre, un black-out* 86 peut se généraliser à une grande échelle. La condition de bon fonctionnement du réseau est que l’équilibre production-consommation soit réalisé instantanément et à tout moment sur l’ensemble du réseau.
Un indice du déséquilibre est la variation de la fréquence, qui est régulée en Europe à 50 Hz. Les marges sont faibles : ± 0,5 Hz en fonctionnement normal, avec des marges ultimes de ± 1,0 Hz 87. Comment tenir la fréquence à l’intérieur des marges autorisées (figure 2) ?
Figure 2 Réactions des réserves primaires, secondaires et tertiaires suite à un incident sur le réseau.
Les premières secondes sont fondamentales pour éviter le black-out ; aussi la réserve primaire réagit-elle en moins de 30 secondes, les premières 15 secondes étant cru-ciales, pour redonner de la puissance. Cette première rétroaction est obtenue par l’inertie des masses tournantes couplées au réseau. (Ce sont actuellement, pour 80 %, les groupes turboalternateurs (GTA) de production d’électricité, mus par la
86. Black-out : le coût d’une journée sans électricité est évalué pour la France à 7,6 Md€ (à com-parer au coût de construction d’un EPR optimisé) ; Réf. : Energie Institut, Johannes Kepler Universität, Linz, Autriche.
87. Pour tenir compte de l’introduction des EnRi, l’ENTSO-E étudie la possibilité d’élargir un peu la norme : ± 1,0 Hz en fonctionnement normal, avec un dépassement limité à 30 minutes.
vapeur, le gaz ou l’eau ; et pour 20 % par les récepteurs [moteurs], essentiellement industriels.)
La réserve secondaire prend ensuite le relais pour ramener la fréquence à sa valeur nominale de 50 Hz en moins de 15 min ; à ce stade, l’hydraulique est très efficace 88. Au-delà, la puissance tertiaire reconstitue durablement les réserves primaires et secondaires, et permet aussi le suivi des grandes variations de charge ; en France, elle est réalisée principalement par les réacteurs nucléaires (mais aussi en cas de varia-tions importantes par les centrales à gaz ou à charbon).
Rappelons en effet que les réacteurs nucléaires sont aisément pilotables en puissance (contrairement à une idée colportée) 89 :
– quelques secondes dans une gamme de ± 2 % de la puissance nominale (soit
# 1 GW pour le parc) ;
– de ± 5 % en quelques minutes (soit # 3 GW pour l’ensemble du parc).
Les réserves doivent être gérées dans une perspective de robustesse des réseaux fran-çais et européens, sous le contrôle de l’ENTSO-E.
• Réglage primaire
La réserve primaire est européenne : puissance de 3 000 MW (groupes récents de 40 MW et anciens > 120 MW), dont 600 MW pour la France. Le régulateur pri-maire de tension d’un alternateur fixe automatiquement la puissance réactive fournie en fonction de la tension. Régulation locale pour moitié en moins de 15 secondes, et la totalité en moins de 30 secondes.
• Réglage secondaire
C’est un réglage national : entre 500 MW et 1 000 MW (groupes de plus de 120 MW). Des points pilotes constituent une référence de tension dans une sous-région. Ces tensions sont mesurées en continu et transmises par le dispatching national. Réactions automatiques entre 100 et 200 secondes après la rupture de l’équilibre. Il résorbe les écarts de tension et les déséquilibres régionaux.
• Réglage tertiaire, par appel téléphonique
Producteurs et consommateurs > 10 MW, Français et étrangers, peuvent partici-per sur appel d’offres. Réglage manuel et opérations ordonnées par le dispatching.
Mobilisé en 15 à 120 minutes.
Pour des mouvements plus amples, généralement programmés, le tableau 1 donne les paramètres de démarrage et de suivi du réseau des divers types de centrales pilo-tables européennes.
88. Les capacités en énergie hydraulique des lacs sont de 9,1 GWe (15 TWh/an), celles des STEP de 4,3 GWe (5 TWh/an).
89. De fait, des réacteurs nucléaires équipent les sous-marins de la flotte française.
5. L’impact de l’insertion des EnRi dans le réseau électrique
Tableau 1 Capacité d’évolution de divers types de centrales pilotables Temps de
démarrage Variation de puissance maximale en 30 sec.
Gradient maximal de variation de puissance (% min) Turbine à cycle combiné
(gaz et fioul) 10-20 min 20-30 % 20 %/min
Centrale à gaz à cycle combiné 30-60 min 20-30 % 5-10 %/min Centrale à charbon 1-10 heures(s) 20-30 % 1-5 %/min
Centrale nucléaire 2 heures - 2 jours 20-30 % 1-5 %/min