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Énergies renouvelables : piloter les productions pour faire des économies de réseau

Piloter l'éolien et le photovoltaïque en cas de surcharge des réseaux permettrait d'éviter un surdimensionnement du système et donc certains coûts. Dans une note, l'UFE propose des modalités de mise en œuvre.

Energie  |    |  Sophie Fabrégat Actu-Environnement.com
Énergies renouvelables : piloter les productions pour faire des économies de réseau

Accroître la flexibilité du système électrique est un moyen de réduire les coûts des réseaux tout en intégrant la production croissante d'énergie renouvelable. Dans une note publiée le 4 novembre, l'Union française de l'électricité (UFE) étudie le potentiel de pilotabilité en temps réel des renouvelables « pour optimiser le besoin d'évolution des réseaux ». Elle dessine également les modalités de mise en œuvre de cette solution de flexibilité. L'association a travaillé avec les gestionnaires de réseau RTE et Enedis ainsi que le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et France énergie éolienne (FEE) pour préparer ce document.

Dimensionner les réseaux en fonction de la production réelle

Le fait de pouvoir effacer la production renouvelable à certains moments permettrait de limiter les congestions ponctuelles sur les lignes de transport et les transformateurs, d'optimiser le transit dans les postes de distribution et de dimensionner au mieux les raccordements des installations renouvelables, indique la note. Cela faciliterait donc la transition énergétique à deux niveaux : en évitant des investissements dans les réseaux et en raccourcissant les délais de raccordement en s'appuyant, lorsque c'est possible, sur l'existant. Le pilotage permettrait en effet d'exploiter « les infrastructures existantes au plus près de leurs limites techniques ».

Aujourd'hui, les infrastructures sont dimensionnées pour accueillir la puissance maximale d'injection des installations renouvelables. Ce qui, dans les faits, arrive rarement. L'idée est donc, pour dimensionner le réseau et évaluer les besoins en infrastructures nouvelles, d'introduire de « nouveaux paramètres [qui] prendraient en compte le nombre très faible d'occurrences des injections à puissance maximale de plusieurs parcs EnR sur une même zone ». Et dans les cas de production maximale, les producteurs seraient appelés à réduire, ou arrêter, leur production afin de ne pas surcharger les réseaux. Une indemnité leur serait versée pour la perte de production induite.

Des économies de plusieurs milliards d'euros

Si les objectifs de développement des renouvelables fixés dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) étaient atteints, les gains de cette solution représenteraient plusieurs milliards d'euros, estiment les auteurs de cette note. Le réseau de transport économiserait 7 Md€ d'ici 2035, en effaçant environ 0,3 % de l'énergie produite annuellement par les installations éoliennes et photovoltaïques. Le réseau de distribution économiserait 250 millions d'euros au même horizon en effaçant environ 0,06 % de l'électricité renouvelable. « À court terme, cela libérerait 2,5 GW de capacités d'accueil sur les postes qui n'en possèdent plus, et environ 7,5 GW d'ici 2035 », estime la note.

 
À l'échelle du réseau de distribution, des expérimentations pourraient être lancées dans des régions tests, comme la Nouvelle-Aquitaine, les Hauts-de-France ou l'Occitanie  
 
Pour les ouvrages qui devront, dans tous les cas, être renforcés ou créés, les auteurs insistent sur les besoins d'anticipation. Ils s'engagent à « élaborer conjointement des listes d'ouvrages dont les études doivent être anticipées pour éviter, à terme, des retards de raccordement ». Cette anticipation est d'ailleurs prévue par le projet d'ordonnance sur les schémas régionaux de raccordement au réseau des installations renouvelables (S3RENR), présenté cet été en Conseil des ministres.

Une mise en œuvre rapide

Justement, les auteurs proposent d'ores et déjà de déployer les flexibilités sur le réseau de transport, dans le cadre de la révision de ces schémas régionaux, qui est en cours. « Les nouveaux automates nécessaires seront comptabilisés comme des renforcements et l'indemnisation des producteurs se fera par l'intermédiaire du mécanisme d'ajustement existant (garantissant pour les producteurs appelés à moduler, une compensation économique neutralisant la totalité des pertes de production) », préconisent-ils.

À l'échelle du réseau de distribution, des expérimentations pourraient être lancées dans des régions tests, comme la Nouvelle-Aquitaine, les Hauts-de-France ou l'Occitanie, proposent-ils. « Pendant cette phase expérimentale, le niveau de la quote-part approuvée ne serait pas impacté et la compensation des écrêtements ponctuels de production serait intégralement couverte par le Turpe [tarif d'utilisation réseau] ». Mais la question de l'indemnisation devra faire l'objet d'une concertation, soulignent les auteurs de la note.

Ce pilotage des flexibilités pourrait enfin faire l'objet d'un suivi annuel par les gestionnaires de réseaux, proposent les acteurs. Ce suivi serait transmis à la DGEC (direction générale de l'énergie et du climat), la CRE (Commission de régulation de l'énergie) et l'instance de suivi des S3RENR (INSAS). « Les volumes de flexibilités de production EnR concernés et les choix des gestionnaires de réseaux seraient analysés, afin de permettre à la CRE, au titre de ses missions de contrôle, de s'assurer de la pertinence des choix effectués », précise la note.

Réactions1 réaction à cet article

 

voilà le comble de la Transition énergétique:
demander aux producteurs des EnR de réduire leur production en cas de surcharge.
Ne serait-il pas plus logique de réduire la production nucléaire?
allez comprendre !!

Manfredo | 05 novembre 2019 à 09h27
 
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