Flexibilité de la production
Pour injecter un très grand volume d’énergies renouvelables sur le réseau électrique, il est nécessaire de l’adapter.
Les flexibilités apportées par la consommation, la production, le stockage, les services Système réseau et les mécanismes de marché, sont des leviers essentiels d’un système électrique pilotable accueillant un plus fort volume d’énergies renouvelables.
RTE et Enedis se sont engagés depuis déjà plusieurs années dans une démarche d’adaptation profonde de leurs réseaux. L’objectif est d’accueillir les nouvelles installations de production d’électricité, qui se caractérisent par leur nombre, leur disparité de taille et de répartition, et une production variable pour ce qui concerne l’éolien et le solaire, tout en garantissant la sécurité et la sûreté du système électrique.
Les opérateurs des réseaux développent un ensemble de solutions intelligentes pour améliorer la performance du système électrique en facilitant l’intégration des EnR. Les solutions peuvent viser à :
Faciliter l’insertion des EnR dans les réseaux de distribution ou de transport : optimisation de l’utilisation des infrastructures existantes ;
Densifier les échanges d’informations entre gestionnaires de réseaux et producteurs afin de valoriser la flexibilité que ces partenaires peuvent offrir pour la gestion des contraintes sur le réseau, les missions d’équilibrage et de sécurité d’approvisionnement.
Un développement des technologies renouvelables bénéfique pour améliorer la flexibilité au système électrique
Les énergies renouvelables, telles que l’éolien ou le solaire réduisent la dépendance aux sources d'énergie fossile et permettent d’équilibrer la production en fonction des conditions. Par exemple, lorsque la production solaire baisse en soirée, d’autres sources renouvelables (comme l’éolien ou l’hydroélectricité) peuvent compenser.
La modularité des technologies renouvelables, notamment les panneaux solaires et les éoliennes peut être déployée à différentes échelles et répartie géographiquement. Cette dispersion réduit les risques de défaillance à grande échelle et améliore la gestion locale de la production et de la consommation d’énergie.
Les énergies renouvelables sont complémentaires avec les technologies de stockage de l’énergie, comme les batteries ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le stockage permet de gérer les intermittences en stockant l’excès de production pour des périodes où la demande dépasse l’offre, augmentant ainsi la flexibilité du système.
En diminuant la dépendance aux combustibles fossiles, qui nécessitent souvent des centrales thermiques rigides, les énergies renouvelables offrent une plus grande souplesse. Par exemple, les centrales fossiles mettent plus de temps à démarrer et à s’arrêter, tandis que les renouvelables peuvent fournir de l’énergie dès que les conditions environnementales sont favorables.
Les technologies renouvelables sont également associées à des systèmes numériques avancés (comme les réseaux intelligents, ou smart grids), qui permettent une gestion en temps réel de la production et de la demande. Ces innovations renforcent la flexibilité en ajustant les flux d’électricité de manière dynamique et optimisée.
Limitation de la puissance injectée par les EnR
Quand limiter l'injection?
Il est techniquement simple de limiter l'injection d'une centrale de production raccordée au réseau, en utilisant des systèmes d'écrêtement.
Cela peut être particulièrement adapté lorsque :
L'installation est raccordée en autoconsommation totale : le producteur s'engage contractuellement avec son GRD à ne pas injecter de production sur le réseau ;
L'installation est située dans un réseau contraint et le producteur s'attend en conséquence à un coût de raccordement très élevé voire à l'impossibilité d'être raccordé dans des délais satisfaisants.
Comment limiter physiquement l'injection ?
D'un point de vue physique, il est possible de limiter l'injection de puissance de diverses manières:
Limiter la puissance crête installée du système photovoltaïque. Cependant, cela va à l'encontre du but recherché de développement des énergies renouvelables à moindre coût, puisque des systèmes plus petits produisent moins et coûtent plus cher.
Stocker une partie de la production sur site, ce qui est le principe de l'hybridation
L'écrêtement statique : sous-dimensionner la puissance de l'onduleur à puissance crête constante : l'objectif recherché est d'optimiser la demande de raccordement en diminuant la puissance nominale de l'onduleur à puissance crête constante. Cette approche permet d'optimiser les capacités d'accueil sur le réseau et permet au producteur d'accéder à une offre de raccordement moins cher moyennant une très faible perte de production.
L'écrêtement dynamique : limiter la puissance de l'onduleur à puissance crête constante en fonction de la consommation sur site ou selon un signal extérieur. Il est en effet possible de commander le(s) onduleur(s) en temps réel pour diminuer la puissance injectée sur le réseau. Cette solution peut faire sens dans un réseau contraint pour préserver les capacités d'accueil, à condition que l'énergie non injectée ne représente qu'une proportion négligeable de la production annuelle et/ou que les coûts évités de raccordement compense largement la perte annuelle de production.
Impact de l'écrêtement statique sur le productible
L'écrêtement statique consiste à limiter par conception la puissance maximale en sortie d'onduleur. Ainsi, lorsque que la production des modules dépasse la puissance de dimensionnement de l'onduleur, ce dernier s'auto-régule pour délivrer sa puissance maximale.
Le dimensionnement de la puissance active de(s) onduleur(s) à 70 % de la puissance crête (au lieu de 85-100%) de l’installation induit entre 0,2 et 0,7 % de pertes annuelles de production par rapport à un dimensionnement à 100 % de la puissance crête pour une augmentation donc de 40 % de la capacité d’accueil du réseau, et entre 8 et 12 % de pertes pour une augmentation de 100 % de la capacité d'accueil. Source HESPUL.
Dans un réseau contraint, l'écrêtement statique peut représenter un gisement important de coût évités pour le GRD et le producteur, moyennant une perte de production qui est, soit indolore pour le producteur, soit à compenser en partie par le GRD, dépendant du seuil d'écrêtement choisi ; en cela, cette solution de limitation de puissance constitue ainsi une solution à moindre coût global.
Enfin cette solution très simple peut être justifiée pour des installations basse tension qui ne disposent pas de communication temps réel avec le gestionnaire de réseau ou interne au site.
Exemple d'un écrêtement dynamique en autoconsommation (Source HESPUL)
L'écrêtement dynamique en autoconsommation consiste à maintenir la puissance active injectée sur le réseau sous un certain seuil (% de la puissance maximale installée des onduleurs) en modulant la puissance en sortie de l'onduleur en fonction de la consommation sur site en temps réel.
Cette démarche peut faire sens dans le cadre d'un réseau contraint avec une forte pénétration d'énergie renouvelable.
Prenons l'exemple d'un bâtiment de bureaux à très faible consommation d'énergie.
Dans la figure précédente, plusieurs configurations sont représentées :
La monotone d'une puissance crête de 38 kWc
Nous pourrions appliquer un écrêtement statique à 50% de la puissance crête qui génère 15 % de pertes annuelles (correspondant à 1313 heures d'écrêtement). En effet, l'écrêtement statique va venir limiter la production totale, en sortie onduleur.
Nous pourrions appliquer un écrêtement dynamique à 50% de la puissance injectée, qui génère génère 3 % de pertes annuelles (correspondant à 366 heures d'écrêtement) . En effet, l'écrêtement dynamique ne limite l'injection de production que sur la part non consommée sur place.
La monotone d'une puissance crête de 3 kWc :
Pour atteindre un taux de 99,9 % d'autoconsommation il faudrait installer une puissance de 3 kWc (au lieu des 38 kWc). Dans ce cas, l'installation injecterait 9h/an, avec une valeur maximale de 1,7 % de la puissance crête.
Dans ce cas, l'installation va produire seulement 8% de la production annuelle par rapport à une installation de 38kWc.
Dans cette configuration, il ne semble pas pertinent de privilégier une installation en autoconsommation totale.
Les offres de raccordement alternatives à modulation de puissance
Les Offres de Raccordement Intelligentes (ORI, ou Offres de Raccordement Alternatives avec Modulation de Puissance, ORA-MP) constituent une solution prometteuse pour faciliter un raccordement plus rapide et moins coûteux de la production photovoltaïque au réseau de distribution d’électricité, notamment en basse tension, et en particulier en zone rurale où les conducteurs électriques sont plus longs et de section plus réduite qu’en zone urbaine.
Les ORI restent néanmoins encore marginales en France sur le réseau moyenne tension et sont complètement inexploitées sur le réseau basse tension.
L’ORA MP peut être proposée à un producteur souhaitant réduire son délai et son coût de raccordement (évite des travaux de renforcement et/ou de création de réseau longs). Elle ne concerne que les installation de production d’énergie renouvelable se raccordant au réseau HTA.
Le GRD pourra moduler la puissance de raccordement en injection du producteur, sans indemnisation, dans la limite de :
70 % de la puissance de raccordement en injection demandée,
95 % de l’énergie produite par l’installation.
Le projet REFLEX
Le projet Reflex, développé par Enedis en coordination avec RTE, permet de raccorder des installations de production renouvelable (éolienne, solaire) sans attendre la réalisation de travaux supplémentaires sur le réseau (notamment dans les postes-sources) en contrepartie d’écrêtements ponctuels des producteurs. Les principaux gains attendus par cette expérimentation sont (i) la réduction des délais de raccordement pour les producteurs, et (ii) la réduction des investissements.
L’expérimentation a porté sur 10 postes sources dans les Landes et en Picardie. Début 2024, Enedis a présenté à la CRE un projet de généralisation progressive du projet Reflex s’appuyant sur une méthode de sélection des postes-sources prioritaires (en fonction des caractéristiques techniques de ces postes et du cas d’usage attendu).
Les Appels d'offre Flexibilités Locales proposées par Enedis
Enedis achète des services de Flexibilités Locales pour faciliter l’insertion de la production d’électricité renouvelable et le développement des nouveaux modes de consommation. Les Flexibilités Locales constituent un nouveau levier d’optimisation et de gestion du réseau, en complément des leviers usuels de planification et de conduite des réseaux.
Une flexibilité est une modulation de puissance volontaire d’un ou plusieurs sites, durant une période donnée et en réaction à un signal extérieur, pour fournir un service permettant de gérer une contrainte du gestionnaire de réseau. Il peut s’agir par exemple de modifier temporairement sa consommation ou sa production d’électricité.
Les flexibilités sont dites locales car les contraintes du réseau de distribution sont dans des zones géographiques restreintes et la localisation du ou des actifs rendant le service de flexibilité est donc cruciale.
Pour participer au mécanisme de Flexibilités Locales, il faut pouvoir fournir un service de flexibilité avec un portefeuille de site(s) raccordé(s) sur les portions du réseau public de distribution identifiées par Enedis et localisé(s) dans les zones faisant l’objet d’un appel au marché, conformément aux documents publiés ci-dessous.
Le mécanisme d'ajustement
La programmation et le mécanisme d’ajustement permettent à RTE (gestionnaire du Réseau de Transport d’Électricité) d’assurer l’équilibre à tout instant entre la production et la consommation électrique en France métropolitaine.
Tous les consommateurs et les producteurs raccordés au réseau peuvent participer au mécanisme d’ajustement, soit directement en devenant Acteur d’Ajustement soit par l’intermédiaire d’un acteur déjà agréé. Sur la base des prévisions de production et de consommation, RTE sollicite les offres d’ajustement qui permettent d’assurer l’équilibre à tout instant entre production et consommation.
Pour les acteurs, c’est l’opportunité de valoriser leurs capacités d’ajustement, auprès de RTE mais également auprès d’autres gestionnaires de réseau de transport européens puisque les offres d’ajustement peuvent maintenant être partagées via des plateformes communes d’échange d’offres.
Pour devenir acteur d’ajustement, il faut conclure avec RTE un accord de participation aux règles du mécanisme d’ajustement (cf. documentation utile).
L’acteur d’ajustement peut ensuite établir des offres d’ajustement à la hausse ou à la baisse de la production ou de la consommation.
Il y a deux façons de participer au mécanisme d’ajustement :
par des offres explicites, offres d’ajustement à la hausse et à la baisse pour lesquelles les acteurs d’ajustement communiquent directement les chroniques de puissance offerte. C’est le cas notamment pour les offres d’ajustement des sites de consommation et les offres partagées par RTE sur la plateforme européenne TERRE,
par des offres implicites, pour les actifs de production notamment, qui communiquent à RTE un programme d’appel et des contraintes de fonctionnement à partir desquels RTE peut déduire des offres implicites d’ajustement.
Les acteurs doivent déposer des offres sur le mécanisme d’ajustement, en échange du paiement d’une prime fixe. On distingue alors la réserve rapide (mobilisable en moins de 13 minutes) de la réserve complémentaire (mobilisable en moins de 30 minutes).
En application des dispositions de l’article L. 321-13 du code de l’énergie, tous les producteurs raccordés au réseau de transport ont l’obligation d’offrir leur puissance disponible à RTE.