Services système : les EnR sont sur les rangs

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Le développement des énergies renouvelables électriques fait encore face à des idées reçues. L’une d’entre elles, tenace, est qu’il faudrait systématiquement compléter les ressources variables (éolien et solaire) par des moyens de production classique, c’est-à-dire pilotables. En particulier, un des arguments évoqués était que les productions éoliennes et photovoltaïques ne pouvaient pas rendre de services système comme la fourniture de préserves primaires ou la régulation de fréquence.

Pourtant, à la lumière de nouvelles études, il apparaît que les EnR variables ont la capacité de fournir ce genre de services à temps de réponse et de livraison courts, fournis historiquement par les machines tournantes. Ainsi, le projet européen REstable qui vient de finir après trois ans de travaux le démontre bien. Lancé en avril 2016, il a permis à neuf partenaires*, sous la coordination d’Armines, d’étudier et de tester en conditions réelles la fourniture de services système par un parc virtuel (VPP – Virtual Power Plant) de renouvelables. Le terme “virtuel” est ici abusif : ce VPP est constitué de centrales éoliennes et photovoltaïques bien réelles ! En l’occurrence, il s’agit de 3 parcs photovoltaïques (11,7 MWc) et 31 parcs éoliens (418,2 MW) mis à disposition par leurs exploitants (Boralex, CNR, EdiSun, Enercon, Engie Green, Hespul, Valorem). Ces sites de production ont été choisis pour la diversité des zones géographiques et climatiques concernées (continentale, atlantique, méditerranéenne). Au final, les conditions ont permis de solliciter concrètement les trois parcs solaires et quatre parcs éoliens, soit une puissance installée de 142 MW, pour expérimenter leurs réponses aux services système. […]

Résultats probants

Neuf tests se sont déroulés sur une période courte de deux mois. Chaque test durait peu de temps, environ 45 minutes durant lesquelles, un panel de sites étaient mobilisés par la VPP lorsque leur production était jugée suffisante pour fournir les services au regard des prévisions météo. Quatre type de services système ont été testés : la réserve primaire (FCR – Frequency Containment Reserve), la réserve secondaire (aFRR – Automatic Frequency Restoration Reserve) et deux niveaux de réserve tertiaire (mFRR – Manual Frequency Restoration Reserve, RR – Replacement Reserve). Cette dernière a été testée (hors VPP) directement sur le mécanisme d’ajustement par le biais d’Hydronext.

« Globalement, on a montré que les EnR électriques peuvent répondre aux services système, de manière aussi performante que les centrales classiques pour les réserves FCR et aFRR. On a vérifié à chaque fois que, selon le signal en fréquence demandé, la VPP réagissait assez vite et ne sortait pas de la bande de tolérance demandée par les gestionnaires de réseaux, explique Andrea Micchiori, responsable du projet chez Armines. Grâce à nos travaux, la prévision de la production atteint des niveaux de probabilité à 99 %. L’enjeu, une fois cette prévision connue, est de déterminer la réserve proposable par les parcs selon les durées d’engagement demandées, de quelques minutes à plusieurs heures. »

Adapter le design de marché

Parmi les enseignements du projet, un premier porte sur les interfaces de communication. Elles doivent être adaptées pour stimuler des réponses rapides et avoir assez de retour sur ce que fait le parc, notamment sa puissance active. Un deuxième enseignement concerne le design de marché qui permettrait d’accueillir pleinement les services système des EnR. Celui-ci doit être adapté, notamment en n’obligeant pas les produits d’équilibrages à être symétriques (à la hausse et à la baisse de puissance) comme c’est le cas actuellement, et en prévoyant des durées de contractualisation plus courtes. Une récente étude de Pöyry pour France Énergie Éolienne le confirme d’ailleurs en ce qui concerne l’éolien.


* Les partenaires sont Armines (Mines ParisTech), Artelys, Enercon, Engie, Fraunhofer Iwes, Hydronext, Hespul, Inesc Tec et Solar World. Plus d’informations sur www.restable-project.eu/.

 

LIEN(S) : L’article complet, deux fois plus long, est dans Énergie Plus n°628

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