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.
