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Actu-Environnement

“Eolien : l'intégration au marché électrique va entraîner de nouvelles contraintes de maintenance”

Avec le marché de capacité et la vente de l'électricité au marché, la maintenance des parcs éoliens fait face à de nouveaux enjeux. Lucie Fresel, ingénieure exploitation chez Greensolver, revient, pour Actu-Environnement, sur les questions que se posent les exploitants.

Interview  |  Energie  |    |  Philippe Collet Actu-Environnement.com
Environnement & Technique N°368 Cet article a été publié dans Environnement & Technique n°368
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“Eolien : l'intégration au marché électrique va entraîner de nouvelles contraintes de maintenance”
Lucie Fresel
Ingénieure exploitation chez Greensolver
   

Actu-Environnement : La confrontation des parcs éoliens au marché introduit-elle de nouvelles contraintes de gestion pour les opérateurs ?

Lucie Fresel : L'une des principales contraintes observées jusqu'à maintenant est liée au prix négatifs rencontrés sur le marché lorsque la production électrique excède la demande. Les parcs éoliens, qui vendent leur électricité sur le marché, peuvent être contraints de mettre à l'arrêt leurs installations lorsque les prix passent en négatif. On retrouve de telles clauses, plus ou moins strictes, dans la plupart des contrats proposés par les agrégateurs. En terme de gestion, cela impose aux opérateurs des parcs d'être disponibles et réactifs. Cela implique des dispositifs d'astreintes 24h sur 24 et 365 jours par an.

Surtout, cela pose des questions en terme de maintenance et de pannes. Pour éviter les pannes, il est préférable que l'arrêt des éoliennes soit réalisé par l'opérateur, via le turbinier, plutôt que par l'agrégateur, via la connexion au réseau.

AE : La maintenance préventive des parcs pourrait-elle évoluer avec la confrontation de l'éolien au marché ?

LF : C'est sûr que cela va entraîner de nouvelles contraintes de maintenance. Ces contraintes seront principalement liées aux clauses de disponibilité inscrites dans les contrats des agrégateurs. Pour l'instant, la vente au marché reste marginale en France. Nous n'observons pas encore de vrai changement, mais les gestionnaires s'intéressent au problème et s'interrogent.

A ce stade, c'est surtout l'intégration de l'éolien dans le marché de capacité qui initie la réflexion. L'éolien se voit attribuer de nouvelles responsabilités d'équilibrage du réseau, comme tous les producteurs. Les installations sont donc tenues d'être disponibles pour les périodes de pointe (PP2). Cela introduit un impératif de disponibilité de 07h00 à 15h00 et de 18h00 à 20h00 sur 10 à 25 jours par an. Les journées PP2 sont annoncées par RTE la veille pour le lendemain. Une panne peut toujours se produire, mais ces jours-là, aucune maintenance n'est possible. Il faut donc reporter les maintenances prévues.

AE : La vente sur le marché pourrait-elle introduire d'autres difficultés du même ordre ?

LF : On retrouve une obligation similaire : les contrats des agrégateurs prévoient que les gestionnaires de parc indiquent à l'avance la disponibilité de leurs installations. Le dispositif est différent, puisqu'ils n'ont pas l'obligation d'être disponibles, comme avec le marché de capacité. Ils ont simplement l'obligation de préciser au partenaire qui vend l'électricité s'ils le seront ou pas. Ils doivent généralement fournir l'information la veille pour le lendemain.

Cela pose des questions de délai aux gestionnaires, notamment lorsqu'ils font face à des pannes. En effet, il est difficile de prévoir la durée d'indisponibilité des équipements touchés. Lorsqu'une panne survient, comment garantir que le problème sera réglé dans les meilleurs délais ? La source de la panne peut être mal identifiée ou la réparation peut être plus longue que prévue.

L'enjeu est un peu différent pour les opérations de maintenance préventive. Bien sûr, les plannings sont connus à l'avance, mais ils ne sont pas toujours très précis. Souvent, ils peuvent être prévus pour telle ou telle semaine, mais pas forcément au jour près. Les opérateurs de maintenance s'offrent ainsi des marges de manœuvre, car souvent, ils préfèrent intervenir en urgence sur les pannes. Là encore, une incertitude règne.

De manière plus générale, les opérateurs de parcs préfèrent toujours réaliser la maintenance en été, plutôt qu'en hiver lorsque la production est importante. Mais certaines opérations ne peuvent pas forcément être décalées. C'est le cas de la maintenance annuelle réalisée à chaque anniversaire du parc. Jusqu'à maintenant, un parc mis en service en hiver effectue cette maintenance en hiver, mais peut-être qu'avec le temps, les opérateurs chercheront à la décaler.

Réactions4 réactions à cet article

 

On comprend des choses absolument charmantes dans ce billet :
* les éoliennes doivent être disponibles pour les pics de consommation",
"les éoliennes doivent annoncer leur production à l'avance"
Toutes choses évidemment intrinsèquement incompatibles avec le principe même des éoliennes, à moins qu'on nomme un grand Gourou qui décidera le vent à souffler où et quand il faut ?!
Du plus haut comique ! Quand arrêtera donc de prendre les gens pour des tartes ???

dmg | 09 mars 2017 à 08h46
 
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Bonjour dmg,

Votre compréhension du marché de capacité est inexacte. Il n'impose pas du tout de prévoir la production, il impose simplement d'être en capacité de produire. Ce qui n'est pas du tout la même chose.

En d'autre terme, il ne faut pas faire de maintenance au cours des journées PP2. Si le vent ne souffle pas, ça ne pose pas de problème. Le réseau gère ce risque en partant de la production historique et en ne certifiant qu'une partie de celle-ci. La méthode s'applique aux sources fatales : l'éolien, le photovoltaïque et l'hydraulique au fil de l'eau.

On établit dans un premier temps la moyenne de la production sur cinq ans (éolien et PV) ou dix ans (hydraulique au fil de l'eau). Ensuite, on applique un coefficient propre à chaque filière. Pour l'éolien, il me semble que coefficient est 0,7. On ne certifie donc que 70% de l'historique.

Rapporté à la puissance installée d'un parc éolien, on doit être autour de 20%. Mais ça mérite d'être confirmé par un spécialiste.

Cordialement,

Philippe Collet Philippe Collet
10 mars 2017 à 11h16
 
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@Philippe Collet.
Une magnifique réponse de bureaucrate : et que fait-on quand il n'y a pas de vent ni de soleil ? On tourne au charbon ou au gaz ! Il est rigoureusement impossible de demander aux éoliennes de garantir leur capacité à produire à l'instant 't'. Partir sur des moyennes n'a en l’occurrence aucun sens puisque c'est intrinsèquement aléatoire. Baser la tarification électrique européenne sur des dispositifs comptables et financiers déconnectés des contraintes de production et aux arrière-pensées politiques évidentes ne peut que mener à la catastrophe (économique et écologique). Et certainement pas verdir la production.

dmg | 10 mars 2017 à 13h11
 
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Bonjour dmg,

Voici les précisions des spécialistes de Greensolver.

Effectivement pour calculer la quantité d’énergie certifiée pour un parc éolien, il faut faire la moyenne de la production sur les jours PP2 des 5 années précédant la certification, multipliée par 70%. Ce n’est donc pas toute la production qui est certifiée mais 70% de la production des jours PP2 historiques.

Si le parc éolien ne produit pas pendant les jours PP2 parce que les conditions météorologiques ne le permettent pas, le producteur ne sera pas pénalisé. Seule une indisponibilité des éoliennes entraîne une indemnisation de RTE par le producteur.

Il est important de noter qu’un jour est défini comme PP2 par RTE la veille (au plus tard à 19h). A ce moment-là, des prévisions météorologiques permettent d’estimer la production éolienne disponible pendant ce jour PP2. Ces prévisions sont évidemment revues et affinées pendant la journée.

Cordialement,

Philippe Collet Philippe Collet
17 mars 2017 à 18h04
 
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