Les réseaux électriques insulaires sont caractérisés par une faible puissance installée, une faible réserve tournante et un ratio élevé entre la puissance d'appel en pointe et la puissance de court circuit. Ces caractéristiques font que les variations de tension et de fréquence peuvent être très importantes en cas de défaut sur le réseau ou de perte d'un groupe de production. De part leur caractère fatal (puissance non garantie) donc incapable de soutenir le réseau, la part des énergies éolienne et solaire est limitée à 30% de la puissance produite par le gestionnaire de réseau. Aujourd'hui la technologie éolienne associée au stockage permet de garantir une puissance minimale pendant un temps connu. Ce stockage associé à des prévisions météorologiques de plus en plus fiables permet de s'affranchir du caractère fatal de l'énergie éolienne et ainsi ouvre la porte à une plus grande part de cette énergie sur les réseaux faibles.

Insularité : un contexte favorable aux énergies renouvelables

Les réseaux insulaires sont propices au développement des énergies renouvelables du fait des coûts de production plus élevés que sur les réseaux continentaux, ceci principalement à cause de la plus faible taille des moyens de production et au coût élevé des carburants et de leur acheminement. Dans le cas particulier des départements d'outre-mer français, le tarif consommateur étant calqué sur celui de la métropole du fait de la péréquation tarifaire, la production par les moyens conventionnels (diesel, gaz, charbon) se fait à perte.

Les départements et territoires d'outre-mer français possèdent en outre des sources renouvelables importantes : géothermie, hydraulique, solaire et aussi éolienne (grâce au régime des vents alizés particulièrement adapté à cette forme de production d'électricité).

Conséquence de la variabilité de l'insolation et de la vitesse du vent, ces deux dernières énergies ont toutefois l'inconvénient d'être intermittentes et peu prédictibles. La puissance produite par les installations utilisant ces ressources ne peut donc pas être garantie : ces énergies sont qualifiées de fatales.

Cette caractéristique ainsi que, pour les matériels les plus anciens, leur sensibilité aux perturbations électriques et leur faible contribution à la stabilité du réseau (services système) compliquent la tâche des gestionnaires de réseaux électriques.

La problématique des énergies dites "fatales"

La problématique d'accueil des énergies renouvelables intermittentes sur les réseaux insulaires s'est posée en France dès les années 90. Ces réseaux, tout en obéissant aux mêmes règles que les réseaux interconnectés ont, de par leur taille très inférieure, un comportement plus instable. Le risque de blackout y est important et les variations de fréquence et tension nombreuses.

En fonctionnement normal, la fréquence est identique en tout point d'un réseau électrique. Sa stabilité résulte de l'équilibre entre la puissance produite et la puissance consommée, cette dernière étant variable, un constant ajustement entre la demande des consommateurs et le niveau de production est nécessaire ; c'est la mission du gestionnaire de réseau que d'assurer la continuité du service et la qualité de fourniture tout en assurant la performance économique.

En cas de baisse de fréquence due à un incident sur le réseau ou sur un moyen de production, une série de mesures visant à rétablir les conditions nominales est immédiatement prise. Tout d'abord, de façon automatique et instantanée, les groupes producteurs principaux «puisent» dans leur réserve de puissance inertielle (réglage primaire), de nouvelles consignes de niveau de puissance à produire sont ensuite envoyées automatiquement depuis le centre de contrôle du gestionnaire à l'ensemble des producteurs (réglage secondaire). Intervient alors un troisième mode de réglage de la fréquence (réglage tertiaire), manuel, qui peut décider de la mise en route de groupes supplémentaires dans les 15 minutes. Le cas inverse se passe en cas de hausse de fréquence.

L'autre part des services système est d'assurer la stabilité de la tension, les défauts entraînant des variations de fréquence conduisent très souvent aussi à des variations importantes de tension. Les générateurs éoliens ont longtemps mal toléré ces variations et celles-ci conduisaient à la déconnexion automatique des turbines ajoutant alors une charge supplémentaire sur les autres producteurs.

Il apparaît alors évident que pour éviter le blackout le gestionnaire doit prévoir de reprendre instantanément une part importante de la contribution des énergies fatales incapables de remplir les fonctions de service système. Il est ainsi contraint de laisser des moyens de production en réserve (réglage secondaire), augmentant les coûts de production. Sur un grand réseau interconnecté, la part d'énergie fatale étant faible, ses aléas sont couverts par la marge nécessaire à la couverture d'autres risques.

Toutes ces contraintes ont conduit le gestionnaire des réseaux des DOM à limiter la part instantanée des énergies dites fatales à 30% de la puissance produite (taux de pénétration).

EnR : des objectifs ambitieux pour l'outre-mer

La loi du 3 août 2009 issue du Grenelle de l'environnement fixe des orientations très ambitieuses pour les collectivités d'outre-mer. Celles-ci devront, dès 2020, générer à partir de sources renouvelables, 50% de leur énergie consommée. Cet objectif ne pourra être atteint qu'en supprimant le caractère fatal de l'énergie éolienne, l'autorisant à occuper une plus grande place dans le mix énergétique. Ceci est aujourd'hui possible grâce au développement des technologies liées au stockage, à l'augmentation des performances des turbines et à la gestion des réseaux électriques.

Des solutions opérationnelles nouvelles

La technologie des éoliennes a évoluée de façon spectaculaire durant la dernière décennie : en parallèle de la course à la puissance unitaire nécessaire à l'installation de grands parcs en zone interconnectée, les turbines les plus adaptées aux zones insulaires ont aussi fortement progressé sur le plan électrique.

L'arrivée de l'électronique de puissance permet de répondre aux exigences des gestionnaires de réseaux quant à la tenue aux creux de tension et au soutien du plan de tension par injection de courant réactif et ceci, même en cas d'absence totale de vent !

La stabilité du réseau grâce aux réserves de puissance

Grâce à une capacité de stockage intégrée, certaines éoliennes peuvent produire une puissance connue durant un temps garanti. Cette faculté permet aux éoliennes de participer au réglage secondaire de la fréquence. Il n'est donc plus nécessaire de laisser des groupes en fonctionnement pour assurer cette fonction à la place des turbines, ces groupes pourront être stoppés et n'être éventuellement activés que lors du réglage tertiaire réduisant ainsi les coûts d'exploitation.

L'anticipation grâce aux prévisions de la production éolienne

Contrairement à l'énergie solaire, très sensible à la nébulosité, la prévision de production éolienne est maintenant opérationnelle grâce aux progrès de la météorologie. Des niveaux de puissance fiables à plus de 90% sont donnés 24 heures à l'avance. Cette avancée permet au gestionnaire d'anticiper et de programmer de façon économiquement optimale le fonctionnement des différents groupes.

Conclusion : les réseaux insulaires vont évoluer ! L'éolien, associé au stockage d'énergie et à la prévision de production, est aujourd'hui parfaitement mature et apte à contribuer significativement à la tenue des objectifs définis par le Grenelle, à un coût pour la collectivité inférieur aux coûts actuels de production insulaire et indépendant de celui des hydrocarbures.