Les systèmes électriques au danger des ENR ; le rôle critique de l’inertie

 Ref : The Critical Role of Inertia, Oxford Institute for Energy Studies, September 2023

L’inertie, un service réseau essentiel historiquement assuré par la production...

Au cours du siècle dernier, presque tous les réseaux modernes ont dépendu de grandes centrales électriques centralisées avec des turbines tournantes, alimentées par des combustibles fossiles et, dans certains cas, nucléaires et hydroélectriques. Ces turbines génèrent des quantités prodigieuses d’électricité ainsi que d’énormes quantités d’inertie, contribuant ainsi à stabiliser le réseau. Plus le volume d’électricité fourni à partir de ces sources est important, plus l’inertie est grande

Ces réseaux avec une inertie importante peuvent absorber des perturbations même violentes et sont beaucoup plus fiables que les réseaux qui disposent de moins de turbines (volant d’inertie) en rotation.

Pourquoi l’inertie est essentielle à la fiabilité des réseaux ? La fréquence de conception de tous les réseaux électriques mondiaux est de 50 Hz5 ou 60 Hz. Pour maintenir la fréquence à ce niveau stable prédéterminé, un équilibre précis entre la production et la consommation dans l’ensemble du système est nécessaire. L’objectif pour le « fonctionnement normal » est que la fréquence soit maintenue à moins de 0,1 Hz de sa valeur nominale.

 

Ø  Si la fréquence s’écarte de la plage de 0,5 Hz par rapport au niveau nominal, dans la plupart des réseaux, le système passe en « mode de fonctionnement d’urgence » et peut subir des pannes partielles, planifiées et non planifiées.

 

Ø  Si la déviation devient encore plus grave, elle peut provoquer une défaillance et une panne du système, avec une perte complète de l’alimentation électrique. Une telle situation peut prendre beaucoup de temps à rétablir, avec des conséquences extrêmes tant sur le plan économique que sur le bien-être humain.

Et qui n’est plus assuré par les réseaux à fort pourcentage d’ENR !

Dans de nombreux pays, il existe des pressions politiques et technologiques pour reconfigurer les réseaux électriques de manière à réduire le rôle des grandes turbines tournantes. Ces changements comprennent une plus grande décentralisation de l’approvisionnement en électricité, par exemple par le biais d’un passage aux micro-réseaux et au photovoltaïque sur les toits qui fonctionnent localement.

Surtout, de nombreux réseaux se tournent vers des approvisionnements éoliens et solaires qui ne fournissent généralement pas d’inertie. Les éoliennes, lorsqu’elles tournent, sont rarement synchronisées avec le réseau et n’offrent donc pas d’inertie. Les systèmes solaires photovoltaïques fournissent de l’électricité via des processus électroniques qui n’impliquent ni turbines ni inertie.

Ces deux tendances – la décentralisation et des rôles beaucoup plus importants pour les énergies renouvelables – ont également conduit de nombreux opérateurs de réseau à installer un nombre croissant de systèmes de stockage par batterie, qui sont des dispositifs électroniques qui ne fournissent pas non plus intrinsèquement d’inertie.

Or, le maintien et la contrôlabilité de la fréquence du réseau est donc primordial dans tout système électrique. L’inertie d’un réseau, globalement, est mesurée en gigawatt/secondes-secondes (soit donc en GW). La capacité de chaque unité de production à ajouter de l’énergie de rotation au système est mesurée par une constante d’inertie (H) en secondes, comme le montre la figure suivante :

 

Un défi à résoudre d’urgence- et pas de solutions fiables en vue 

De nouvelles technologies et procédures émergent pour remplacer certains des services que l’inertie des turbines fournissait, par exemple, des composants électroniques peuvent aider à stabiliser la tension et la fréquence du réseau. Mais la fiabilité reste le mot d’ordre des réseaux modernes ; or la façon dont ces nouveaux systèmes électroniques fonctionneront à grande échelle est totalement inconnue.

Le défi du manque d’inertie est déjà réel au Royaume-Uni, et de nombreux autres opérateurs de réseau – dans les pays nordiques, dans certaines parties des États-Unis comme la Californie et ailleurs – sont confrontés à des défis similaires. Ainsi, dans le réseau nordique (qui comprend la Suède, la Norvège, la Finlande et la moitié du Danemark), la mise hors service prématurée des unités nucléaires parallèlement à l’expansion de l’énergie éolienne a réduit l’inertie du système et, par conséquent, forcé les gestionnaires de réseau à développer et à financer un tout nouveau type de marché de soutien qui pourrait offrir à tout le moins une mesure d’atténuation provisoire.

Cette expérience nordique suggère également la nécessité d’une prise de conscience beaucoup plus claire à l’échelle du système de la façon dont les parties numérisées du système de réseau peuvent tomber en panne ou affecter la fiabilité d’une manière qui était auparavant inattendue.

Avec l’expansion des ENR, il est urgent de définir une stratégie pour remédier à la perte d’inertie. Et d’abord, de prendre conscience de la situation, d’en rechercher les remèdes et de déterminer les bonnes incitations à encourager le maintien et la production d’inertie

Leçons du Royaume-Uni : par inadvertance, la politique énergétique britannique a créé un défi important pour les opérateurs de réseau... 

 La figure 3 montre le réseau britannique actuel, avec environ 100 GW d’approvisionnement et une charge de pointe d’environ 50 GW, comparable au réseau californien. La moitié de la capacité d’approvisionnement de la Grande-Bretagne est renouvelable, soit à peu près un mélange égal d’éolien offshore, d’éolien terrestre et de solaire.

Bien que la Grande-Bretagne soit peu ensoleillée, l’énergie solaire y est politiquement populaire ; pour l’éolien terrestre, c’est politiquement plus tendu parce que les turbines et les lignes électriques qui les relient au réseau sont esthétiquement peu attrayantes pour de nombreux électeurs. L’éolien offshore est situé à une distance considérable de la côte dans la mer du Nord et hors de vue pour la plupart des Britanniques – sauf là où les lignes électriques arrivent à terre – son énergie peut être acheminée vers le réseau avec des lignes électriques de plus en plus grandes et à longue distance.

 

D’ici 2050, les seules turbines tournantes restantes sur le réseau britannique issues de technologies connues et pouvant être déployées de manière fiable aujourd’hui sont les centrales nucléaires  et, éventuellement, certaines centrales fossiles. De nouvelles turbines à gaz avec captage et stockage du carbone (CSC), de nouvelles turbines à hydrogène et de nouvelles centrales bioénergétiques avec CSC (appelées BECCS) pourraient également fournir une inertie. Jusqu’à présent, cependant, aucune de ces centrales futuristes ne fonctionne sur le réseau britannique actuel. 

Ainsi, par inadvertance, la politique énergétique britannique a créé un défi important pour les opérateurs de réseau : remplacer l’inertie perdue. L’incapacité à anticiper ce défi suffisamment tôt et à créer les incitations nécessaires pour éviter la crise d’inertie imminente a laissé les gestionnaires de réseau avec moins d’options et des risques de fiabilité plus importants. 

Le défi pour les opérateurs de réseau : un doublement de la production non synchronisée et une réduction proportionnelle de la production synchronisée !

L’inertie : un problème instantané amplifié par les ENR et les interconnexions

En fin de compte, ce qui importe le plus pour la fiabilité n’est pas le volume total de production synchrone sur une année entière, mais le volume des turbines tournant à un moment donné.

Ainsi, au milieu de la nuit, lorsque la demande d’électricité est faible et que la production éolienne est élevée, l’inertie peut tomber à des niveaux dangereusement bas – à tel point que les générateurs non synchrones doivent être réduits, des générateurs fossiles supplémentaires avec des turbines en rotation doivent être activés et, parfois, l’opérateur du réseau module les centrales nucléaires pour stabiliser leur contribution au réseau.

En revanche, l’inertie peut être extrêmement élevée par une froide journée d’hiver avec peu de vent et une énorme demande de chauffage électrique, car dans ces conditions, presque toute l’énergie produite provient de turbines à gaz ainsi que du parc de réacteurs nucléaires du pays.

La figure 5 montre ces mesures instantanées de l’inertie pour chaque jour de deux années différentes: 2009, une année représentative avant l’énorme virage du pays vers les énergies renouvelables, et 2020. Au cours de la dernière partie de cette période, les décideurs britanniques ont commencé à remplacer l’électricité produite localement, par des turbines tournantes alimentées au gaz naturel, en important plus d’énergie sur les lignes électriques à courant continu haute tension (HVDC)) à longue distance. Au fur et à mesure que cette politique se déroulera, elle amplifiera les défis de perte d’inertie parce que les lignes HVDC n’ajoutent pas intrinsèquement l’inertie avec la génération.

Au cours de cette période, l’ESO a également mis au point des méthodes de mesure de l’inertie en temps réel. L’inertie typique sur le réseau britannique en 2020 était de 200 GW. La fréquence sur le réseau 50 Hz est autorisée à varier à l’intérieur d’une bande de +/- 0,5 Hz, et un déséquilibre typique entre l’offre et la demande est d’environ 1 GW pendant quelques secondes. Ce déséquilibre peut être absorbé sous forme de couple sur les générateurs synchrones du réseau en consommant environ 4 GW. Ce type de calculs conduit les opérateurs de réseau britanniques à exiger que l’inertie ne tombe pas en dessous de 140 GW (ou en dessous de 130 GW après un déséquilibre majeur), de peur que le réseau ne soit mis dans un état où il pourrait facilement être déstabilisé

Comme le montre la figure 5, il y a déjà eu de nombreux moments en 2020 où le réseau a connu le plancher de 140 GW, et l’inertie typique sur le réseau cette année-là était inférieure à la moitié du niveau de la décennie précédente. En raison d’une plus grande décentralisation de l’approvisionnement en énergie, la demande d’énergie du réseau s’est déplacée vers la gauche, ce qui a également réduit l’inertie. Une force encore plus importante dans la réduction de l’inertie a été le passage aux énergies renouvelables, qui explique la majeure partie du passage des points bleus aux points orange de la figure 5.

 

Leçons de la zone nordique : malgré des coûts de gestion en explosion, une situation non stabilisée et des solutions bien insuffisantes

La zone synchrone nordique, qui est une région de réseau avec une fréquence commune englobant la Suède, la Norvège, la Finlande et la moitié du Danemark, a suivi une trajectoire similaire à celle du Royaume-Uni, avec des augmentations de la production intermittente d’énergie renouvelable (principalement l’énergie éolienne) en termes absolus et relatifs, ainsi qu’une expansion des interconnexions HVDC. Cette évolution a entraîné une détérioration de la gestion de la fréquence du réseau dans le réseau synchrone nordique, comme le montre la figure 7.

Cette détérioration a été maîtrisée en partie grâce à des dépenses nettement plus élevées des gestionnaires de réseau pour les fonctions de contrôle de fréquence. Malgré cela, les opérateurs n’ont pas été en mesure de ramener la qualité en dessous de l’objectif fixé de moins de 200 minutes par semaine en dehors de la bande de fréquences de 0,1 Hz.

Les coûts de gestion de la situation ont augmenté de 400% entre 2014-15 et 2021 (sur la base des données du gestionnaire de réseau suédois en particulier) et devraient plus que doubler au cours des cinq prochaines années.

Une tendance à la baisse de l’inertie du système peut déjà être observée dans le système nordique, avec des valeurs de crête plus faibles, des valeurs moyennes plus faibles et, surtout, des valeurs minimales plus faibles (voir figure 8). Pendant les périodes estivales venteuses avec une faible demande d’énergie, le système électrique nordique voit maintenant des niveaux d’inertie approcher les 100 GW, car l’énergie éolienne à inertie nulle et à coût marginal nul représente une grande partie de la production totale. Les prix de l’électricité déprimés en conséquence signifient que le parc hydroélectrique contribuant à l’inertie est inactif, tandis que les centrales nucléaires sont généralement fermées pour maintenance programmée pendant l’été.

Pour améliorer la stabilité, les opérateurs de réseaux électriques nordiques ont récemment introduit de nouveaux marchés nationaux pour les services de support de fréquence rapide appelés FFR (réserve de fréquence rapide). Il s’agit actuellement de marchés nationaux, mais ils seront fusionnés ultérieurement en un marché commun du réseau. Lorsque les conditions opérationnelles de faible inertie et de défauts de dimensionnement relativement élevés coïncident, le marché FFR est activé afin de compenser le manque d’inertie.

 L’un de ces points d’activation pour le marché FFR nordique est une inertie du réseau inférieure à 155 GW et un défaut de dimensionnement de 1450 MW, ce qui est déjà une situation courante tout au long des mois d’été de l’année. Les ressources sur le marché FFR consistent en des réponses de production très rapides, par exemple en augmentant la production hydroélectrique ou les batteries, ou un effacement d’urgence de la consommation via des chaudières et des fours électriques. Des éoliennes modifiées pourraient en théorie également contribuer au marché des FFR, mais aucune n’a jusqu’à présent été qualifiée pour cette fonction

Et si la tendance se poursuit…il va falloir rajouter des volants d’inerti 

Si la tendance vers des systèmes à inertie encore plus faibles se poursuit, il est peu probable que le simple fait de soutenir le système avec un volume de marché FFR plus important suffise. Une étude récente portant sur un système électrique suédois « 100% renouvelable » a estimé que l’ensemble des mesures compensatoires devrait également inclure un parc de condenseurs synchrones équipés de grands volants d’inertie en plus d’un marché FFR considérablement élargi pour que la Suède fournisse sa juste part de services de stabilité. L’analyse a révélé que les coûts de ce type de service augmenteraient d’un facteur vingt par rapport à un système ayant une capacité nucléaire maintenue ou élargie. En Australie, les coûts du contrôle de fréquence ont déjà été multipliés par sept (depuis 2015), les batteries étant utilisées pour tenter de fournir des services qui étaient, jusqu’à récemment, essentiellement fourni « gratuitement » par les grandes générations synchrones.

Le contrôle électronique ou quand un problème se substitue à un autre sans le régler ! Déjà des catastrophes évitées de peu  

Certaines études ont salué la transition rapide vers des composants contrôlables par logiciel sans contribution d’inertie comme un développement potentiellement positif pour la stabilité et la contrôlabilité du réseau, mais les praticiens du monde réel sont restés beaucoup plus prudents, et les approches logicielles peuvent également apporter de nouveaux et graves défis.

Une nouvelle catégorie de défauts basés sur des logiciels a récemment émergé avec des impacts potentiels qui éclipsent ceux traditionnellement considérés. Une erreur logicielle dans les nouvelles bornes d’interconnexion à courant continu haute tension, qui sont essentielles à l’appui d’un système de production plus intermittent dépendant des conditions météorologiques, peut provoquer des défauts dans les deux sens (offre excédentaire et sous-approvisionnement) d’une ampleur bien supérieure à la perte d’un générateur individuel. (eg. arrêt brutal d’une centrale)

Et cela s’est déjà produit !

Le 17 février 2023, la liaison HVEC Nordlink d’une capacité de 1400 MW qui relie la Norvège et l’Allemagne transmettait à 1372 MW un débit de l’Allemagne (réseau continental) vers la Norvège (réseau nordique). Une erreur logicielle dans le système de contrôle Nordlink a ensuite instantanément déplacé le débit d’importation quasi maximale à 348 MW d’exportation (de la Norvège vers l’Allemagne), provoquant une sous-offre de 1720 MW dans le réseau nordique. La fréquence a chuté de près de 0,6 Hz (à 49,4 Hz) avant de se stabiliser, bénéficiant heureusement de la grande inertie disponible des générateurs synchrones en hiver (lorsque la demande et la production synchrone sont à leur plus haut niveau pour le système nordique).

Un défaut similaire s’est également produit lors des tests du système HVDC en 2020. Le défaut maximal possible de ce type, un changement instantané du bilan d’alimentation de 2800 MW, entraînerait des écarts de fréquence inacceptables dans le système de réseau nordique, même avec une très grande part de production synchrone disponible.

De telles erreurs logicielles émergentes, que ce soit dans les terminaux HVDC, les onduleurs ou d’autres composants du réseau, se produisant dans un réseau non synchrone dominé par une faible inertie, entraîneraient très probablement de graves pannes de courant. 

Conclusion :  De fort défis pour les autorités de réseau : baisse de l’inertie, problème des « black start » 

Le gestionnaire de réseau britannique a tiré la sonnette d’alarme sur la baisse de l’inertie qui pourrait affecter très fortement la fiabilité du réseau. Dans sa dernière évaluation stratégique de l’exploitation du réseau, l’autorité a relevé cinq préoccupations qui se chevauchent, chacune influant sur la fiabilité.

Premièrement, l’inertie affecte la réponse en fréquence pour les raisons identifiées précédemment : la masse des turbines en rotation ;

Deuxièmement, l’inertie confère une stabilité en fréquence au réseau, réduisant le nombre et la gravité des écarts de fréquence en premier lieu ;

Troisièmement, les générateurs qui fournissaient l’inertie ont également contribué à fournir de nombreux autres services permettant notamment la stabilité en tension du réseau (pouvoir réactif) ;

Quatrièmement, les limites thermiques : le combustible pour les centrales fossiles était facile à transporter, les générateurs pouvaient être distribués dans de nombreux endroits, ce qui réduisait le nombre de chemins critiques sur le réseau, réduisant ainsi les conséquences du dépassement de limites thermiques ou de défaillances sur une seule ligne électrique, et notamment sa propagation sur le réseau. Le passage aux énergies renouvelables (et à davantage d'interconnexions avec les réseaux d'autres pays) augmentera les flux d'énergie critiques : d'ici 2030, certaines régions connaîtront des flux d'électricité de pointe supérieurs de 400% aux capacités actuelles ;

Cinquièmement, la restauration du service en cas d’effondrement ( « black start)

Non seulement la baisse de l’inertie fragilise le réseau, mais elle en complique le redémarrage en cas de problème !

Les groupes électrogènes retirés du réseau étaient également des systèmes bien testés et fiables pour redémarrer le réseau après une panne massive. Les black start » fonctionnent en restaurant des poches sur les réseaux régionaux, puis en élargissant et en reliant ces systèmes au réseau national intégré. Les nouvelles technologies, certaines disponibles, beaucoup d’autres encore à l’essai, permettent en principe de fournir une puissance réactive et des capacités de démarrage noir sans turbines en rotation conventionnelles. 

Mais il y a un monde de différence entre imaginer comment ces technologies pourraient fonctionner et les déployer réellement avec le degré de fiabilité auquel on peut s’attendre sur les réseaux modernes,étant donné que la fiabilité des réseaux est fonction du système dans son ensemble,

 

Les nouvelles technologies peuvent-elles sauver la situation ? le rôle des batteries

Étant donné que les énergies renouvelables telles que l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie éolienne ne contribuent pas directement à l’inertie du système, une solution couramment proposée pour gérer la stabilité du réseau, ainsi que la question de l’approvisionnement intermittent, est l’utilisation de batteries.

Dans ce contexte, les batteries peuvent fournir ce que l’on appelle une inertie « synthétique » ou « virtuelle ». Bien que les batteries à réponse rapide puissent grandement améliorer la stabilité du réseau en aidant rapidement à restaurer et à récupérer des pannes, elles ne fournissent pas un service identique à celui des machines synchrones en rotation. Par exemple, les systèmes de batteries conventionnels avec onduleurs de suivi du réseau répondent inévitablement avec un certain retard. Ce délai peut permettre aux défauts de se propager et de provoquer des défaillances en cascade dans le système, et in fine un effondrement (black out).

En revanche, une inertie réelle suffisamment disponible permet d’éviter de tels risques d’événements rapides.

Dans quelle mesure les batteries et les onduleurs formant des réseaux pourraient remplacer l’inertie conventionnelle dans les grands systèmes électriques est une question ouverte qui fait l’objet de recherches actives. Le rôle des batteries aujourd’hui dans le fonctionnement réel du réseau électrique à grande échelle n’est pas de remplacer l’inertie, mais surtout d’aider à restaurer le système sur une période de quelques secondes après une perturbation jusqu’à ce que des ressources de production d’énergie réparatrice plus lentes deviennent disponibles. 

 Assurer la fiabilité tout en apprenant de nouvelles stratégies ? 

Les expériences de tous ces pays examinées dans le présent document sont des avertissements que le défi de l’inertie ne se résoudra pas tout seul. Alors que les réseaux évoluent rapidement vers une intégration  plus forte d’énergies renouvelables et que les interconnexions jouent un rôle plus important, ce qui était autrefois une prodigieuse source d’inertie –  la production d’énergie par turbine dont peu de gens s’inquiétaient – peut disparaître rapidement. Au moins quatre leçons se dégagent.

Premièrement, mesures et prévisions sont essentielles. Lorsque les planificateurs britanniques ont réalisé qu’ils étaient confrontés à une baisse de l’inertie, ils devaient développer des systèmes de mesure et, surtout, relier ces systèmes aux opérations du réseau afin de pouvoir concevoir des limites appropriées pour l’inertie tout en assurant la fiabilité du réseau.

Plus importants encore est la mise en place de meilleurs systèmes de prévision afin que la trajectoire à long terme du réseau (et l’inertie) puisse être projetée, et la mise en place de stress tests - les organisations « gèrent ce qu’elles mesurent ».

Deuxièmement, l’innovation et l’application de nouvelles technologies sont importantes, mais il faut faire très attention à faire correspondre les attentes en matière de technologie avec une réalité éprouvée. 

Troisièmement, les incitations et le design du marché sont importants. La reconfiguration du réseau s’est produite dans une large mesure parce que les incitations politiques et la conception du marché ont poussé le réseau dans cette nouvelle direction. La perte d’inertie était un sous-produit quelque peu inattendu et complètement involontaire de ces conceptions et politiques de marché.

Le marché doit être incité à répondre à ces nouveaux défis. La politique du Royaume-Uni pour les capacités de démarrage d’urgence (black start) en est un bon exemple, tout comme les nouveaux objectifs pour l’approvisionnement en puissance réactive. De nouveaux outils de modélisation ont permis d’explorer de nouvelles configurations de centrales électriques qui pourraient remplacer une partie ou la totalité de l’inertie perdue – par exemple, des combinaisons de grandes centrales nucléaires avec des systèmes de stockage de batteries qui peuvent aider à fournir une réponse en fréquence. 

D’autres exemples incluent le marché de la réserve de fréquence rapide (FFR), lancé dans les pays nordiques en mai 2020, qui est conçu spécifiquement pour gérer les situations de faible inertie. En ce qui concerne l’avenir, l’Australie lancera des marchés similaires en octobre 2023 pour faire face au problème de l’inertie ; les décideurs australiens étudient également la création d’un marché au comptant pour l’approvisionnement en inertie. L’opérateur de réseau australien AEMO déclare qu’à relativement court terme pour gérer une situation où 100% de la demande est satisfaite par la production non synchrone (solaire et éolienne), les réseaux du pays auront besoin de ressources au-delà de celles envisagées sur les nouveaux marchés FFR – ils devront également installer l’équivalent de 40 nouveaux condensateurs synchrones à grande échelle équipés de volants d’inertie pour répondre aux exigences minimales d’inertie. 

Quatrièmement, et peut-être le plus important : soyez prudent. La fiabilité du réseau est essentielle au rôle de l’électricité dans l’économie moderne. Une perte rapide d’inertie peut rapidement créer des conditions qui rendent plus difficile la fiabilité, même si de nouvelles technologies et de nouveaux investissements tels que de nouvelles lignes électriques pourraient, à terme, permettre à de nouveaux réseaux d’être exploités avec une grande fiabilité. La perte d’inertie prématurée peut être dangereuse. Cela peut également, entre autres, amener les gestionnaires de réseau à prendre des mesures qui vont directement à l’encontre d’autres objectifs nationaux, tels que la prolongation de la durée de vie des anciennes centrales polluantes parce que de nouveaux systèmes ne sont pas encore en place pour assurer la fiabilité du réseau faute d’inertie suffisante 

Complément sur la situation française 

L’étude probablement la plus complète et aboutie publiée à ce jour, , est celle un peu ancienne d’EDF R&D (juin 2015). Elle porte sur l’ensemble des réseaux interconnectés de 34 pays européens à l’horizon 2030 et s’appuie sur plus de trente ans de relevés météorologiques combinés. Selon cette étude, et avec les moyens technologiques utilisés aujourd’hui dans les réseaux, un taux de pénétration en énergie produite de 40 % d’éolien et photovoltaïque répartis sur l’ensemble de la plaque européenne est possible. Mais à certaines conditions, telles que le maintien de moyens pilotables assurant 60 % de la production en moyenne annuelle, une contribution de l’ « inertie synthétique » des éoliennes et la modulation de leur puissance de sortie (à la hausse comme à la baisse, ce qui implique de les faire fonctionner au-dessous de leur puissance maximale possible) ainsi que celle du photovoltaïque, les renforcements ou créations de nombreuses interconnexions transfrontalières, un recours important aux effacements de la demande et aux importations/exportations.

 Ce taux de pénétration de 40 % en moyenne annuelle recouvre cependant des écarts très importants en valeurs instantanées admissibles, qui conditionnent de facto l’équilibre dynamique des réseaux : il varie d’environ 25 % lorsque la demande est très faible (c’est-à-dire lorsque le réseau a peu d’inertie mécanique car peu d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés) à près de 70 % lorsque la demande est très élevée (le réseau a alors une grande inertie car un grand nombre d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés) 

Autrement dit, les inquiétudes des gestionnaires du réseau britannique sur la perte d’inertie  s’appliquent dès à présent à d’autres pays européens, et si l’intégration d’Energies Variables Intermittentes dans le réseau se produit comme prévu, la grille européenne et la France seront très concernés. Et en grand danger de black out sévères.