Outre la décarbonisation du système électrique, un autre atout se dessine pour l'éolien : offrir des ajustements d'injection ou d'effacement au réseau. Si l'idée semble séduisante, tout reste à faire en France pour la concrétiser.
Téléchargez le Hors Série E&T spécial Eolien, édition 2018Les planètes sont en train de s'aligner. D'un côté, l'éolien et les autres énergies renouvelables se multiplient en France et en Europe. De l'autre, de nouvelles technologies émergent et laissent entrevoir ce que pourrait être le système électrique de demain : des sites de production et/ou de stockage d'électricité nombreux et répartis sur tout le territoire, pilotables à distance et interconnectés via un réseau unique et européen et qui produisent une électricité décarbonée et locale. Et à l'autre bout de la chaîne, des sites de consommation également pilotables à distance. Mais le design de ce système commence tout juste. Les briques réglementaires, économiques et technologiques sont en train de se mettre en place doucement en Europe.
Eviter des investissements lourds dans le réseau
Par principe, sur un réseau électrique, la consommation doit être égale à tout moment à la production. Si ce n'est pas le cas, la fréquence et la tension du réseau varient à la hausse ou à la baisse. Un facteur critique pour un réseau qui ne peut pas supporter de trop grande variation. Des centrales de production sont donc sollicitées pour assurer la stabilité : ce sont les réserves primaire et secondaire.
Mais l'arrivée de productions décentralisées et variables comme l'éolien et le photovoltaïque complexifie le travail des gestionnaires du réseau. “La France compte 400.000 unités de production décentralisées avec 20.000 MW installés”, illustre Nouredine Hadjsaid, professeur à l'Institut polytechnique de Grenoble (Grenoble INP) lors d'une conférence de l'Ofate sur ce sujet. “Cela introduit des contraintes localement et des variations de tension sur le réseau de distribution.” Le réseau peut alors connaître des goulots d'étranglement surtout au niveau local. Pour résoudre ces goulots, le gestionnaire peut décider de renforcer son réseau par des investissements mais une autre option s'offre à lui : la flexibilité. “La flexibilité permet d'éviter des investissements dans les réseaux, assez coûteux. Si on introduit 4% de flexibilité dans le système, on passe à zéro euro de renforcement”, calcule Nouredine Hadjsaid.
Réduire la production éolienne
Pour maintenir cette équilibre du réseau, les gestionnaires ont besoin de flexibilité pour agir sur la production et/ou la consommation. Cette flexibilité peut prendre plusieurs formes : “flexibilité de la production classique facilement pilotable, effacement de certaines productions, effacement de consommation, stockage, autoconsommation”, listeNouredine Hadjsaid. Pour les énergies renouvelables, dont l'éolien, c'est au niveau de la flexibilité de production que les acteurs peuvent proposer de nouveaux services. Jusqu'à maintenant, pour ne pas perdre une miette de la ressource naturelle que sont le soleil ou le vent, et pour rentabiliser les installations encore chères, les sites de production étaient calibrés pour produire un maximum. Un principe qui commence à interroger aujourd'hui au regard de la baisse des coûts des énergies renouvelables.
Plusieurs pistes sont à l'étude, notamment l'écrêtement de la production éolienne : “On peut éviter de dimensionner le réseau ou de le renforcer si on s'autorise à de pas écouler le maximum de la production éolienne sans perdre trop d'énergie. Cette option de flexibilité est très prometteuse”, estime Cédric Léonard, chef du pôle Etudes économiques chez RTE. “On peut réduire de plus de deux les investissements réseau en utilisant l'écrêtement. Pour RTE, la rémunération des opérateurs devient de l'opex alors que les investissements sur le réseau sont du capex. Cette approche permet de lisser les besoins de développement”, argumente le spécialiste de RTE. En Allemagne, il est de plus en plus courant d'arrêter les éoliennes offshore de la mer du Nord pour soulager un réseau saturé à certains moments, car insuffisant pour écouler toute cette énergie vers les lieux de consommation au sud du pays.
Le Dynamic Line Rating est aussi une autre forme de flexibilité. Le DLR intègre dans l'équation la capacité des lignes électriques à transporter plus d'électricité lorsqu'elles sont refroidies en période de grand vent, donc quand les éoliennes produisent. RTE travaille sur ce sujet. “Tirer profit de cette corrélation nécessite de monitorer mais c'est possible et prometteur”, résume Cédric Léonard. Le gestionnaire du réseau de transport publiera un document en fin d'année qui détaillera tous les intérêts de la flexibilité.
De la théorie à la pratique
Ralentir ou arrêter des sites de production d'énergie renouvelable pour s'effacer, c'est déjà possible en Allemagne. L'agrégateur Next Kraftwerke pilote à distance un portefeuille varié de centrales (éolien, solaire, biogaz). A la demande du gestionnaire du réseau, il peut restreindre la production. En Allemagne, les énergies renouvelables participent à la réserve secondaire, ce qui n'est pas le cas en France. L'agrégateur choisit les centrales à ralentir ou à arrêter par ordre de mérite économique. Il commence par les moins chères. Pour Kerstin Pienisch, International Business Development chez Next Kraftwerke, le système a fait ses preuves mais il faut deux conditions pour que ça marche : “Il faut un marché libéralisé et que les énergies renouvelables puissent y participer. Il faut aussi pouvoir couvrir les coûts de perte liés a l'effacement. Il faut que les exploitants aient la certitude qu'ils ne vont pas perdre de l'argent”.
Un projet visant à mettre en place un système similaire à l'échelle non plus d'un pays mais de l'Europe est en cours : le projet REstable. Ce projet a pour objectif de faire accéder les énergies renouvelables au marché des services système. Le projet inclut 5.300 MW d'éolien et de solaire en Allemagne, France et au Portugal. “Les premiers résultats sont prometteurs. On constate 98,9% de conformité par rapport aux exigences techniques des gestionnaires”, résume Marc Jedliczka. Le directeur d'Hespul, partenaire du projet, prévient déjà que d'autres recherches vont prendre le relai de REstable pour aller plus loin.
Mais si on enveut pas perdre l'éner-gie non produite par les éoliennes, il est possible de la stocker avant de l'injecter plus tard sur le réseau. C'est tout l'objet du projet Venteea. Celui-ci a démontré la faisabilité technique du couplage éolien-batterie. A compter d'octobre Boralex, l'un des partenaires du projet va pour la première fois proposer ce service au gestionnaire de réseau et se faire rémunérer pour cela. “Le stockage peut servir à équilibrer le réseau rapidement. Avec une baisse du coût des batteries, la solution devient économiquement viable”, se réjouit Patrick Decostre, vice-président et directeur général de Boralex, même si ce dernier reste discret sur le modèle économique associé.
Florence Roussel
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