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ENSTA ParisTech

PROMOTION 2011

Module C4-1 : Energies Renouvelables

Rapport de Projet

Gestion et Intégration de SourcesRenouvelables Intermittentes

sur le Réseau Electrique

Amaury DE FRANCLIEU

Samuel FARGEAS

Arthur ONNO

Willy SOYSOUVANH

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Contents

Introduction 2

1 La prévision de l'o�re intermittente 3

1.1 Les enjeux de la prévision . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2 Principe de la prévision de la production éolienne en France . . . . . . . . . . . . 3

2 La mise en place de réserves et de moyens de production de pointe supplé-

mentaires 6

2.1 Présentation des réserves et des moyens de production de pointe . . . . . . . . . 6

2.2 Impact de l'augmentation des sources intermittentes sur les réserves et les moyensde production de pointe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

3 L'interconnexion du réseau européen 8

3.1 Description du système d'interconnexion au niveau européen . . . . . . . . . . . 8

3.2 Réseau interconnecté et énergies renouvelables intermittentes . . . . . . . . . . . 9

4 L'optimisation de la gestion des réseaux : les smart grids 10

4.1 Nécessité des smart grids au niveau local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4.2 Principes de réalisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Conclusion 12

Bibliographie 13

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Introduction

Dans le contexte actuel de raréfaction des ressources et de prise en compte des impacts de l'ac-tivité humaine sur le climat, la montée en puissance des problématiques liées au développementdurable est une réalité. Cette prise de conscience collective est particulièrement visible sur leplan politique avec la multiplication des décisions dans ce domaine (Grenelle de l'environnement1 puis 2, directives européennes...).

Parmi celles-ci la directive des � 3×20 � fait �gure de ligne de conduite. Celle-ci impose ainsi d'icià 2020 une réduction de 20% des émissions de gaz à e�et de serre, une augmentation de 20% del'e�cacité énergétique et une proportion de 20% d'énergie renouvelable dans la consommationtotale d'énergie.

Cette dernière exigence de 20% d'énergie renouvelable impose un changement conséquent du mixénergétique et un développement important du secteur des énergies renouvelables. Parmi celles-ci, les technologies les plus matures doivent être mises en place en priorité. Par conséquentla majeure partie des investissements doit être e�ectuée dans des énergies actuellement bienmaîtrisées comme l'hydraulique, l'éolien ou le photovoltaïque.

Mais la capacité de développement de l'hydraulique est aujourd'hui faible en Europe, la majoritédes cours d'eau permettant la mise en place d'installations hydroélectriques étant déjà équipésde tels dispositifs. Par conséquent les e�orts doivent être concentrés sur les énergies éoliennes etphotovoltaïques.

Cependant ces deux types d'énergies, dont l'implantation à grande échelle est relativementrécente, sont par nature très déconcentrés. En e�et, contrairement aux centrales électriquesclassiques (centrales hydrauliques, thermiques ou nucléaires) qui produisent une importantepuissance sur une faible surface, les éoliennes et les panneaux photovoltaïques produisent unefaible puissance par unité de surface et c'est la multiplication des dispositifs sur l'ensembledu territoire qui permet d'obtenir une production d'énergie conséquente. L'implantation de cessystèmes de production au sein des réseaux de transport et de distribution d'électricité est doncbeaucoup plus complexe que dans le cas des centrales classiques.

De plus l'éolien comme le photovoltaïque ont la particularité d'être des sources d'énergie inter-mittentes, le gestionnaire du réseau ne pouvant pas commander la mise en route ou l'arrêt dudispositif. Par conséquent, au lieu de simplement devoir répondre à la demande d'électricité enfaisant �uctuer l'o�re, le gestionnaire doit maintenant veiller à l'équilibre entre une o�re et unedemande pouvant varier.

A�n de palier à ces nouvelles di�cultés un ensemble de mesures sont à développer a�n qu'undéploiement massif des énergies d'origine renouvelable n'a�ecte pas la qualité de l'approvisionne-ment des clients. Parmi ces mesures, quatre principales sont détaillées dans le présent rapport :la prévision de la production d'origine éolienne, la mise en place de réserves de production et demoyens de production de pointe supplémentaires, le développement des interconnexions entreles réseaux nationaux au niveau européen et la gestion de l'o�re et de la demande au moyen de� smart grids �.

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1 La prévision de l'o�re intermittente

1.1 Les enjeux de la prévision

Du fait de la nature intermittente des nouvelles ressources d'énergies renouvelables (principa-lement photovoltaïque et éolien) et de l'ouverture des marchés de l'électricité, le rôle du ges-tionnaire de réseau de transport d'électricité a été modi�é. Alors qu'anciennement un acteurunique gérait l'essentiel du parc de centrales et pouvait à loisir augmenter ou diminuer la pro-duction pour répondre à la demande, le gestionnaire de réseau doit maintenant équilibrer uneo�re variable, notamment du fait de l'obligation de rachat de l'électricité d'origine éolienne etphotovoltaïque, à la demande.

De plus l'ouverture des marchés implique que les accords entre les di�érents producteurs et legestionnaire de réseau ne se font plus en direct mais plusieurs heures à l'avance. Les fournisseursdoivent donc indiquer à l'avance les quantités d'énergies qu'ils comptent injecter sur le réseau.Dans ce cadre la prévision de la production d'origine renouvelable, dont le rachat est garanti,est essentielle a�n d'assurer l'équilibre du réseau.

L'énergie photovoltaïque étant encore marginale dans le mix énergétique européen, son impactsur les réseaux de transport est encore extrêmement faible. Par conséquent la prévision de laproduction d'électricité d'origine photovoltaïque ne présente pas un intérêt considérable. Aucontraire la production d'énergie éolienne est beaucoup plus importante et demande une prévi-sion �ne a�n de garantir la stabilité du réseau. Nous nous intéresseront donc aux méthodes deprévision de la production éolienne et plus particulièrement au cas de la France.

1.2 Principe de la prévision de la production éolienne en France

RTE béné�cie des informations transmises par Météo France en ce qui concerne la force duvent ou la couverture nuageuse. D'un point de vue purement théorique on pourrait récupérerune puissance qui suit la loi de Betz : P = 0, 37.S.V 3 où S est la surface balayée et V est lavitesse du vent. Cependant en pratique par mesure de sécurité la production est arrêtée au delàd'une certaine vitesse de vent. De plus pour s'approcher de la production réelle des modèlesstatistiques sont mis en ÷uvres, permettant d'obtenir le pro�l de production donné en Figure1.

Figure 1 � Pro�l de production en fonction de la vitesse du vent

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Très logiquement la production augmente avec la vitesse du vent jusqu'à 25m.s−1 soit 90km.h−1.La di�culté apparaît dans cette zone : pour des rafales de l'ordre de 90km.h−1, limite à partirde laquelle la production devient dangereuse, l'éolienne se met automatiquement en � drapeau �et ne produit plus de courant (passage de la production maximale à une production nulle surune variation de quelques km.h−1).

A partir de ces données et des prévisions météorologiques de Météo France il est possible,moyennant la prévision d'un intervalle de con�ance, d'obtenir une évaluation de la productionéolienne qui sera injectée sur le réseau. Cependant le calcul d'un tel intervalle de con�ance(Figure 2) est une démarche nouvelle pour RTE, la production éolienne ne représentant unepart conséquente de l'approvisionnement électrique que depuis quelques années. Par conséquentjusqu'à récemment le gestionnaire français ne possédait pas les données concernant la productionexacte d'un site d'éolien ni les relevés sur site du vent, permettant le calcul de l'intervalle decon�ance en question. L'un des prochains objectifs est donc d'atteindre une observabilité de80% du parc éolien.

Figure 2 � Méthode de calcul de l'intervalle de con�ance

Ainsi à partir des données issues du modèle ARPEGE de Météo-France, RTE peut établir lesprévisions des vitesses de vent et donc de la production éolienne grâce à son modèle PREOLE(Figure 3). Les résultats obtenus après un an d'utilisation sur une plateforme expérimentalesont plutôt bons, l'écart-type sur l'ensemble de la France étant de 3% à l'échéance d'une heureet de 7% à l'échéance de 72h. Ces résultats sont tout à fait satisfaisants pour réguler l'o�reet la demande. Par contre l'écart peut être de l'ordre de 15% à l'échelle d'un parc éolien. Denombreuses améliorations vont être apportées prochainement, notamment l'intégration de ladisponibilité des machines ou l'utilisation de mesures de vent sur site, plus précises que lessimulations ARPEGE.

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Figure 3 � Exemple d'utilisation des prévisions de vent de Météo France

En�n un nouveau dispositif nommé IPES (Insertion de la Production Eolienne et photovoltaïquesur le Système) permet à RTE de centraliser et de mettre à disposition de tous ces centres dedispatching régionaux les données concernant les prévisions de production photovoltaïque etéolienne. En e�et les sites de production de ces énergies étant très déconcentrés, ils ne sontpour la plupart pas reliés au réseau national 400kV mais sur les réseaux régionaux 225kV,90kV et 63kV voir directement sur le réseau de distribution (géré par ERDF) dans le cas duphotovoltaïque particulier. Par conséquent la production d'énergie renouvelable intermittentenécessite une gestion particulière à tous les niveaux du réseau, ce que permet le dispositif IPES.Cet outil permet également aux opérateurs d'accéder au descriptif des sites de productions.

L'objectif à maturité est d'obtenir des prévisions �ables à 3% d'erreur sur l'ensemble du territoireà une échéance de 24h. Un autre enjeu d'amélioration réside dans la mise à disposition de laproduction en temps réel de toutes les sources intermittentes, IPES simulant actuellement laproduction des sources pour lesquelles il ne dispose pas de données. Ainsi cet outil permettrade prévoir de manière assez précise la production d'électricité issue de sources renouvelables.Cependant cela permettra simplement aux opérateurs de pouvoir anticiper et réagir à temps pouradapter l'o�re à la demande et non d'agir sur la production d'électricité d'origine renouvelable.

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2 La mise en place de réserves et de moyens de production

de pointe supplémentaires

Une autre conséquence importante d'une augmentation de la part des énergies renouvelablesintermittentes dans le mix énergétique est la nécessité de multiplier les réserves et les moyensde production de pointe.

2.1 Présentation des réserves et des moyens de production de pointe

La production éolienne comme la production photovoltaïque peuvent varier très vite, au rythmedes conditions météorologiques (vents, couverture nuageuse...). De plus comme on l'a vu pré-cédemment la grande majorité des éoliennes présentent une chute brutale de leur productionlorsque la vitesse du vent dépasse une valeur limite aux alentours de 90km.h−1. Dans le cas leplus défavorable la production d'un parc voir d'un ensemble de parcs peut donc passer de savaleur maximale à une production nulle en l'espace de quelques minutes et inversement.

A�n de palier à ces variations brutales de production et ainsi d'assurer l'équilibre entre l'o�re etla demande, des réserves de production pouvant être très rapidement mobilisées sont nécessaires.Ces réserves se présentent sous plusieurs formes en fonction de leur temps de mise en route etde la puissance supplémentaire qu'elles peuvent apporter. On distingue ainsi trois grands typesde réserves :

1. La réserve primaire est mobilisée automatiquement et permet de réagir en 1 à 2 secondes.Elle correspond techniquement au changement de la vitesse de rotation des alternateurs descentrales classiques. Elle permet donc de réagir très vite mais induit de légers déséquilibresde fréquence sur le réseau. Elle représente en Europe 3% de la puissance des moyens deproduction classiques.

2. La réserve secondaire est elle aussi mobilisée automatiquement et permet de réagir dansun délai de 30 secondes. Elle correspond techniquement à un changement de la consignede puissance des centrales au niveau national. Elle permet ainsi de reconstituer la réserveprimaire en ramenant la fréquence du réseau vers sa valeur de consigne.

3. La réserve tertiaire est mobilisée uniquement sur ordre des dispatchers des réseaux detransport et permet de réagir dans un délai de 15 à 30 minutes. Elle permet de recons-tituer les réserves primaires et secondaires et correspond techniquement à des contratsspéciaux passés auprès de producteurs présentant des marges de productions importanteset auprès de clients spéciaux pouvant supporter des hausses et des baisses conséquentesd'alimentation.

A ces trois types de réserves, qui correspondent à un ensemble de marges de production de sé-curité, il faut ajouter la mobilisation plus ou moins rapide de moyens de production de pointe :

1. L'hydraulique, qui représente une réserve physique d'énergie (l'énergie potentielle de l'eauretenue par le barrage) et qui peut être mobilisée en 3 à 5 minutes

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2. Les turbines à gaz qui peuvent être mises en route en 6 à 8 minutes

3. Le thermique à �amme classique qui peut être mis en route en 12 heures et qui peutsupporter des variations importantes en 2 à 4 heures

Les centrales nucléaires, dont la mise en route est très longue et dont les hausses et baisses depuissance nécessitent une demi-douzaine d'heures, sont logiquement exclues de ces moyens deréponse rapide aux variations de l'o�re et de la demande.

2.2 Impact de l'augmentation des sources intermittentes sur les ré-

serves et les moyens de production de pointe

Les conséquences d'une augmentation de la proportion des énergies renouvelables intermittentesdans le mix énergétique sont donc importantes pour les réserves et les moyens de productions depointe. En e�et du point de vue des réserves les énergies renouvelables intermittentes ajoutentun paramètre de variation supplémentaire, l'o�re et la demande pouvant maintenant varier. Parconséquent une augmentation de la part des sources intermittentes nécessite une augmentationdu même ordre des réserves.

Techniquement cela revient à augmenter les marges de manoeuvre au niveau de la productionclassique. Cela se traduit par des investissements plus importants pour les producteurs classiquesa�n d'accroître les réserves primaires et secondaires et par une multiplication des contrats spéci-�ques entre les producteurs, le gestionnaire de réseau et les clients a�n d'augmenter les réservestertiaires. Ces di�érentes mesures, nécessaires pour conserver la qualité de service du réseau,présentent un coût relativement important aussi bien pour le gestionnaire de réseau que pourles producteurs.

De plus une augmentation importante de la part de sources renouvelables intermittentes dans lemix énergétique nécessite une augmentation des capacités de production de pointe disponibles.En e�et la probabilité de défaillance d'une source intermittente est bien plus importante que celled'une centrale conventionnelle. Ainsi plus la part des sources intermittentes augmente et plus lerisque de défaillance devient important en périodes de pointe de demande. Par conséquent unecapacité de production de pointe d'autant plus grande doit être disponible, un déséquilibre enpériode de pointe pouvant avoir de lourdes conséquences allant jusqu'au délestage de certainesrégions.

Ces moyens supplémentaires à développer dans le cas d'un réseau largement pénétré par lessources renouvelables intermittentes ont pour conséquence d'augmenter assez fortement le coûtréel de la mise en place de systèmes éoliens ou photovoltaïques. A ce surcoût il faut de plusrajouter les pénalités économiques qui vont peser sur ces sources du fait de leur risque denon-disponibilité. La question de la répercussion de ces augmentations de coûts se pose alors :qui doit payer les surcoûts techniques du développement à grande échelle de l'éolien et duphotovoltaïque ?

Dans le cas d'un système de prix de rachat garanti le surcoût est entièrement absorbé par legestionnaire de réseau et les producteurs classiques comme décrit ci-dessus. Au contraire dansun marché entièrement libéralisé ils seront absorbés par les producteurs éoliens et photovol-taïques et les clients d'énergies renouvelables sur lesquels pèseront intégralement les pénalitéséconomiques liées à l'intermittence des sources. Dans l'optique d'un développement de l'éolienet du photovoltaïque la première solution semble donc être la meilleure.

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3 L'interconnexion du réseau européen

Un autre élément important permettant d'améliorer la gestion de sources renouvelables inter-mittentes au sein d'un réseau est l'interconnexion de celui-ci avec d'autres réseaux voisins. Nousallons présenter l'exemple du réseau européen, constitué d'un ensemble de réseaux nationauxinterconnectés entre eux, avec ses avantages et ses inconvénients.

3.1 Description du système d'interconnexion au niveau européen

Il est acquis que le fonctionnement du système électrique européen est �able. Le nouvel enjeuauquel il est utile de s'intéresser est celui du transfert d'énergie entre les di�érentes zones (pays)et celui de la gestion des lignes transfrontalières. Cette problématique de relier les di�érents paysde cette zone de production-consommation est intervenue très récemment. C'est pourquoi leréseau électrique européen synchrone n'est aujourd'hui pas adapté à de tels échanges d'énergie.Les capacités en sont donc limitées. Ce n'est pas le cas de la Chine, par exemple, qui estaujourd'hui prête à revoir complètement son réseau électrique pour intégrer ces problématiquesd'interconnexion dès la conception du réseau.

A�n de réaliser ces interconnexions et donc ces échanges on utilise les variations des réservesdécrites plus haut. Le réseau étant synchrone (même fréquence au niveau européen), les réservesprimaires sont nécessairement mutuelles. C'est donc au niveau des réserves secondaires que l'onpeut introduire des déséquilibres qui vont permettre de mettre en place des échanges entre zones.Les réserves tertiaires étant quant à elles utilisées de façon exceptionnelle, elles n'entrent pasen jeu dans ces échanges. On procède alors de la façon suivante : on considère deux zones 1 et2 entre lesquelles on souhaite mettre en place un export de 1 vers 2. On va introduire dans leparamétrage du réglage des réserves secondaires de chaque zone ce � déséquilibre � en donnantcomme consigne : P1 = C1+ e dans la zone 1 et P2 = C2− e dans la zone 2. Le changement deconsigne revient à augmenter la production dans la première pour la diminuer dans la seconde,ce qui correspond bien la transaction souhaitée.

Cependant il est important de bien avoir en tête la di�érence entre �ux physiques et �ux com-merciaux ou contractuels. Toute transaction qui porte sur des zones de réglage non adjacentes(de la Belgique à l'Espagne par exemple) devra être mise en place sous forme d'une suite detransactions entre pays contigus (en l'occurrence : Belgique-France, puis France-Espagne). Ilfaut noter que cette notion de chemin contractuel n'est pas univoque : sauf dans le cas de zonesde réglage péninsulaires ou � en antenne �, on peut en général construire plusieurs cheminscontractuels pour un même couple (zone d'origine, zone de destination).

Tout ceci ne poserait pas de problème si les réseaux avaient des capacités in�nies. Les échangesinduits par ces nombreuses transactions se traduisent par des changements de �ux qui vontbuter sur les limites de courant admissible dans les ouvrages. Ces phénomènes de congestion(situation où la demande est supérieure à la capacité de transport du réseau interconnecté)obligent les gestionnaires de réseau à publier ces capacités. La principale di�culté du calcul deces capacités réside dans les hypothèses qu'il faut prendre et qui se traduisent par un risquepour le gestionnaire de réseau. En e�et, les �ux induits par la mise en place d'une transactionpeuvent être très di�érents de la transaction elle-même.

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Cela crée ce que l'on appelle des � �ux parallèles �, c'est-à-dire des charges supplémentaires surles réseaux, à priori inconnues des gestionnaires de réseau comme l'illustre la Figure 4. Danscet exemple de �ux entre la Suisse et l'Allemagne on voit que les lignes d'interconnexion dela France avec ses voisins sont chargées par 45 % de la puissance de cette transaction, qui �s'écoule � par le réseau français en entrant au Sud-Est et en sortant par les frontières Nord etEst.

Figure 4 � Exemple de �ux induits par un échange entre deux pays

3.2 Réseau interconnecté et énergies renouvelables intermittentes

Les avantages liés à la mise en place d'interconnexions entre di�érents réseaux nationaux nesemblent à première vue pas évidents pour les sources d'énergie intermittentes, l'interconnexionayant avant tout un fort intérêt commercial. De plus leur mise en oeuvre semble relativementcomplexe pour les gestionnaires de réseau, ceux-ci devant partager activement les informationsconcernant leurs réseaux et coopérer e�cacement.

Cependant dans le cas d'une vaste région comme l'Europe ces interconnexions présentent unfort intérêt. Le premier e�et positif est la multiplication des sources et des clients pouvantêtre reliés. Il en résulte une souplesse beaucoup plus importante dans la gestion de l'équilibreo�re-demande, le nombre de sources sur lesquelles on peut activement agir étant plus grand.De plus cette augmentation du nombre d'acteurs sur le réseau permet un lissage statistique desvariations unitaires de production ou de consommation.

De plus un réseau interconnecté permet de pro�ter au maximum des di�érences géographiquesentre les zones qu'il couvre. Cela se traduit par exemple pour l'énergie d'origine éolienne parune multiplication des couloirs éoliens pouvant alimenter le réseau ce qui permet de limiterl'intermittence et les risques de non-disponibilité. De même l'interconnexion permet d'obtenirun réseau couvrant plusieurs fuseaux horaires. Cela permet dans le cas du photovoltaïque delisser la courbe journalière de production en allongeant la période de fonctionnement et endiminuant l'amplitude et la vitesse des variations. De-même la courbe de demande journalière,qui correspond à plusieurs pays ayant des heures d'utilisation et des habitudes de consommationdi�érentes, est lissée, permettant notamment d'étaler les périodes de pic.

Bien que les volumes des échanges soient encore limités par la faible capacité de ces intercon-nexions celles-ci permettent donc de limiter les problèmes liés à l'intermittence de l'éolien etdu photovoltaïque. Cela se traduit par une large diminution de la dimension des réserves depuissance nécessaires pour faire face aux aléas a�ectant l'équilibre production-consommation.

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4 L'optimisation de la gestion des réseaux : les smart grids

Les di�érents éléments développés précédemment permettent d'améliorer la gestion de sourcesd'énergies renouvelables intermittentes raccordées au réseau de transport. Cependant, avec ladéconcentration croissante des systèmes de production, en particulier en ce qui concerne lephotovoltaïque, de plus en plus de systèmes de production sont reliés directement au réseaulocal de distribution qui n'est pas géré par le gestionnaire du réseau de transport. A�n de gérerces nouvelles sources géographiquement très dispersées il est nécessaire de mettre en place unsystème de réseaux intelligents ou � smart grids �.

4.1 Nécessité des smart grids au niveau local

Un certains nombre de nouvelles contraintes pèsent actuellement sur les réseaux de distributiond'électricité. Ces contraintes ont plusieurs origines mais la principale réside dans la diversi�ca-tion et la déconcentration croissante des sources d'énergies. Ainsi, le développement des énergiesrenouvelables intermittentes (principalement photovoltaïque et petit éolien) nécessite de se pen-cher sur la problématique de leur intégration dans les réseaux locaux.

La principale di�culté réside dans le fait que ces nouvelles sources d'énergies sont en général depetites installations particulières dont le nombre est extrêmement important. On passe donc d'unréseau verticalement intégré relativement simple (production localisée dans de grosses centrales)à un réseau horizontal extrêmement complexe, chaque consommateur pouvant devenir un petitproducteur.

A�n de gérer ces nouvelles formes de réseaux locaux il est nécessaire de mettre en place des outilsde conduite de ceux-ci, permettant l'intégration de sources décentralisées de faible puissance, lagestion de leur intermittence et la mise en place d'équilibres o�re-demande locaux. C'est le rôledes systèmes de � smart grids � ou réseaux intelligents, qui permettent de gérer électroniquementet automatiquement les sources et les consommateurs d'un réseau local.

4.2 Principes de réalisation

En pratique la mise en place de smart grids peut se faire selon di�érents modèles, le terme desmart grids ne dé�nissant pas un unique protocole de gestion des réseaux mais un ensemblede technologies permettant leur optimisation. Le point commun de ces di�érentes technologiesréside dans la gestion informatique des �ux parcourant les réseaux. Parmi les modèles de smartgrids existant, certains présentent néanmoins un intérêt particulier du point de vue de sourcesd'énergie renouvelable intermittentes.

L'un des modèles les plus intéressants est celui permettant de commander à distance la mise enroute de certains appareils électriques en fonction de l'o�re. On inverse ainsi le fonctionnementclassique des réseaux électriques en calquant la demande sur l'o�re. La consommation peut alorssuivre la production issue de sources intermittentes sans avoir besoin de réserves de puissanceou de moyens de production de pointe particuliers pour palier une non-disponibilité. L'utilisa-tion d'un tel système à grande échelle, en faisant communiquer les réseaux locaux entre eux,permettrait de plus de lisser statistiquement les variations unitaires locales.

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Dans le cas d'un réseau présentant des possibilités de stockage comme des batteries particulièresou des batteries de véhicules électriques, un autre modèle consiste à utiliser ces capacités destockage pour palier à l'intermittence d'un parc éolien ou de panneaux solaires. Cette énergiestockée serait utilisée en cas de non-disponibilité des systèmes renouvelables (de nuit pour lespanneaux photovoltaïques ou en absence de vent pour les éoliennes). L'alimentation du réseaufonctionnerait alors classiquement avec une réponse de l'o�re à la demande, la di�érence résidantdans la dispersion géographique des � sources �.

En�n les systèmes de type � e�acement de consommation � (Figure 5) à grande échelle pré-sentent eux aussi un grand intérêt. Ces systèmes se rapprochent du premier modèle décrit précé-demment dans le sens où le dispositif de smart grids permet d'in�uer non pas sur l'o�re mais surla demande d'électricité. Cependant au lieu de mettre en route un certain nombres d'appareilsélectriques au moment ou l'énergie d'origine renouvelable est disponible il s'agit cette fois decouper pendant quelques minutes certains équipements possédant une forte inertie (systèmesde chau�age, chau�e-eaux...) a�n d'éviter l'utilisation de réserves de production ou de moyensde production de pointe. Ces réserves et moyens de production peuvent alors être utilisés pourgérer l'intermittence de systèmes photovoltaïques ou éoliens. La perte de maîtrise sur l'o�re estdonc dans ce cas contrebalancée par un gain de maîtrise sur la demande.

Figure 5 � Exemple de système de type � e�acement de consommation �

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Conclusion

La problématique de l'intégration de sources intermittentes au réseau est relativement complexe.En e�et les réseaux européens ont historiquement été construits sur un modèle de transport et dedistribution verticalement intégrés autour d'un ensemble de sites de production centralisés. Deplus la présence dans de nombreux pays d'un unique acteur national gérant à la fois la productionet le transport de l'électricité permettait à celui-ci de choisir les unités de production à mobiliserpour ajuster en direct l'o�re à la demande.

Par conséquent le raccordement au réseau de sources décentralisées et intermittentes pose d'im-portants problèmes de gestion lorsque leur part devient trop importante dans le mix énergétique.En e�et la demande n'est plus le seul élément à �uctuer, l'o�re peut elle aussi subir des varia-tions non contrôlables, le rachat de l'électricité issue de ces sources intermittentes (en particulierl'éolien et le photovoltaïque) étant obligatoire. De plus l'ouverture à la concurrence des marchésélectriques a conduit à une multiplication des producteurs.

Dans ce nouveau contexte la gestion du transport et de la distribution de l'électricité est radi-calement di�érente et demande un certain nombre de nouveaux outils a�n de garantir la qualitéde l'approvisionnement électrique. Il faut en e�et transformer complètement le réseau et pas-ser d'un système verticalement intégré autour de centrales classiques fournissant une puissanceimportante à un réseau horizontal reliant un grand nombre de systèmes de production décen-tralisés de faible puissance. Ce changement conceptuel majeur est compliqué à mettre en placeet nécessite un ensemble de nouveaux outils.

La prévision de la production d'origine éolienne et photovoltaïque est un élément indispensabledans cette nouvelle logique. En e�et ces prévisions permettent au gestionnaire de réseau demobiliser au bon moment les moyens de production classiques et donc d'équilibrer en continuune o�re et une demande variables. Le renforcement des réserves de puissance et des moyensde production de pointe permet de plus de palier aux risques de non-disponibilité des nouvellessources d'énergie.

Le développement des interconnexions entre les di�érents pays est aussi une mesure essentielle,permettant de renforcer l'équilibre o�re-demande et de lisser les variations unitaires de pro-duction et de consommation. En�n la mise en place à grande échelle de systèmes smart gridsest nécessaire a�n de coordonner au mieux la production d'énergie d'origine renouvelable et saconsommation, limitant ainsi le recours aux moyens de production de pointe traditionnels.

Cependant les di�cultés rencontrées en Europe pour intégrer des sources décentralisées et inter-mittentes au réseau sont spéci�ques aux réseaux anciens basés sur une logique verticale. Dans lecas du développement de réseaux neufs, comme en Chine ou en Inde, la réalisation d'un réseauconçu pour accueillir de sources photovoltaïques ou éoliennes est un enjeu majeur dans le déve-loppement des énergies renouvelables intermittentes. L'interconnexion et les systèmes de smartgrids seront néanmoins toujours nécessaires.

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Bibliographie

RTE

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