On peut estimer que quand c'est très ensoleillé, ces sites produisent un maximum. Mais on ne sais pas combien exactement. C'est difficilement gérable, surtout quand ils n'ont aucun mécanisme de régulation de la tension et de la fréquence.
Encore une fois, c'est gérable et géré avec les marchés de réserve, de services système et d'effacement.
Même si il ne sait pas si un site en particulier produit à un instant T, le gestionnaire de réseau se base sur des moyennes, des prévisions et sur le foisonnement. Il est très peu probable qu'on se retrouve en déficit de prod parce que 50% de ces parcs (donc 3.5GW, potentiellement, mais apparament on a pas de chiffres exacts) soient en maintenance et ne produisent pas, ou que leur prod soit significativement différente des prévisions de prod à partir de la météo.
Pour donner une idée, quand je bossais avec une équipe qui faisait des prévisions de prod ENR à partir de modèles météo il y a quelques années, la marge d'erreur était d'environ 10% pour le PV, 15% pour l'éolien. C'était à la grose maille... si on arrivait à leur fournir des relevés de prod au pas 15min, ils pouvaient gratter entre 3 et 5% de points de pourcentage en plus.
Donc on sait faire dans le cas nominal car on peut prévoir des réserves. Maintenant, dans le cas pathologique, si de nombreux sites se découplent sur critère RoCoF (vitesse de variation de la fréquence) comme ca semble avoir été le cas et notamment pour des générateurs fossiles conventionnels, c'est game over. Le fait d'avoir la télémétrie en temps réel ne t'aidera pas beaucoup à mobiliser les réserves nécessaires en 2-3 min pour enrayer le souci.
Il faut que les réserves soient prévues et prêtes à l'avance, et que leur activation soit automatique. C'est ce qui est fait et c'est pour cela qu'il y a un marché.
Les délestages aussi sont automatiques, qu'ils soient prévus (marché d'effacement) ou subis (ouverture des protections automatique car cas pathologique).
C'est ENEDIS qui a les mesures des compteurs Linkt, pas RTE. Cela doit être la même chose en Espagne.
Si tout ce qu'il manquait, c'était un lien de comm instantané ENEDIS<>RTE, je crois qu'on saurait faire :-)
En réalité les Linky n'envoient pas les relevés de prod en temps réel mais 1x par jour, donc même ENEDIS n'a pas les valeurs en temps réel.
Sur des très grosses centrales, RTE a une télémétrie temps réel, mais tu parles d'un agrégat de centrales < 1MWc ici.
Il faut que le gestionnaire du réseau, comme HydroPower au Canada dans la référence de Moxxom, impose aux petits producteurs qu'ils aient des capacités en réserve, dans ce cas 8%, mobilisables rapidement (donc stockage), et renouvelables rapidement (2 mn dans son exemple), pour que les EnR participent à la régulation des réseaux, pas seulement les centrales classiques. Je crois que jusqu'ici, on ne s'en est pas assez préoccupé.
Deux choses:
- effectivement, on ne s'en est pas préocupé, je suis d'accord avec toi. Toutes les politiques de gestion des réseaux de transport et d'équilibre étaient établies sur le postulat que l'ENR ne représenterait jamais plus de 30% du mix (j'ai même le souvenir de gens qui se battaient pour qu'il y ait moins que ca, sans pouvoir expliquer d'où venait ce seuil magique de 30%...).
- les ENR sans stockage peuvent bien mieux participer au réglage de fréquence qu'aujourd'hui (en commencant à réduire leur prod après 50.1Hz, par exemple, voire 50.05), et peuvent faire du réglage de tension même sans productible.
Le stockage/réserves peuvent tout à fait être découplés de la prod ENR, et c'est même souhaitable à mon sens. Il n'est pas pertinent, que ce soit économiquement ou sur critère environnemental, d'imposer à des fermes éoliennes offshore de 100MWc de déployer 20MW/40MWh de stockage li-ion en mer... ou même sur terre tout près de la côte.
On peut par contre demander contractuellement à ces producteurs soit de posséder des moyens de réserve situés autre part, soit de contractualier avec une entité qui en a.
Par exemple, EDF hydro, avec ses STEP d'une part mais aussi avec les barrages plus classiques, peut fournir ce service à un coût bien plus bas et à impact environnemental inférieur (les barrages sont déjà là, la capacité est là, etc.).
Ca ne suffira probablement pas pour stabiliser un système qui souihaite intégrer 80-90% d'ENR mais c'est très conséquent. Le reste se fera avec des parcs batteries, des centrales au gaz et du nucléaire.
c'est ce que je soutiens depuis le debut : c'est au producteur d'elec de se demerder a garantir un min et un max d'elec.
Fournir de l'elec seulement a 14h quand le soleil tape a fond, donc quand tout le monde fait la meme chose : ca n'a pas beaucoup d'interet.
Si cela n'avait pas d'intérêt, on peut penser que les développeurs solaires n'auraient pas investi autant ces dernières années... et le nombre de centrales prévues ne fait qu'augmenter.
Alors oui, il faut du stockage et flexibiliser les consommations, mais à priori, même si tu imposais un stockage de 2h à chaque grosse ferme solaire ou éolienne, je pense que le bilan financier serait meilleur que de continuer à bruler du fossile.
Certains producteurs ont des engagements. La plupart des producteurs significatifs en ont, d'ailleurs. Ils s'engagent à produire un profil de puissance pour la journée et payent des pénalités (parfois quadratiques) si ils sortent du gabarit annoncé. Ces pénalités ont au moins trois fonctions à mes yeux :
- augmenter la précision des plans de production car on incite les producteurs à ne pas dévier,
- financer les marchés des réserves et des flexibilités en responsabilisant les mauvais acteurs (plutôt que de faire porter le coût par les consommateurs),
- inciter les producteurs à développer du stockage pour stabiliser leur production, dans une certaine mesure.
Il y a un problème avec les producteurs ENR sur contrat EDF OA, qui eux n'ont aucun engagement et sont payés un prix fixe par MWh. On voit que ces tarifs d'achat dégringolent d'année en année (c.f. leur baisse de début mars).
On peut soit considérer que ce prix de rachat baisse car on n'en veut plus, ou parce que la contrepartie de ce qui n'est plus versé au producteur sert à financer des réserves, du stockage et des services système.
Demander à un particulier avec une 3kWc d'installer 6kWh de batteries n'a vraiment aucun sens : cela fait exploser le coût de déploiement, est dangereux et difficile à exploiter/maintenir.
Lui acheter son kWh à un tarif variable en fonction des besoins du réseau ou même de l'heure de production en a beaucoup plus.
À côté de cela, déployer du stockage de forte puissance dans le réseau (au niveau des postes sources, par exemple) permet de stabiliser le système (au niveau global) et le réseau (au niveau local). Ce stockage peut se situer dans une zone industrielle, loin des habitations, et être maintenu par du personnel formé et qualifié. On limite *énormément* les risques et l'économie d'échelle est substantielle.
Si les ENR se déploient aussi massivement, c'est certes car leur installation est rapide, mais surtout parce qu'elles ne consomment pas de carburant. On peut aisément financer la transformation du réseau, le stockage nécessaire et la flexibilisation des charges avec l'économie massive réalisée sur ce poste de dépense absent, pour pallier leur intermittence. Et c'est là que tout le monde va, pour des raisons économiques et d'indépendance géopolitique avant tout... l'environnement, c'est vraiment juste un plus pour les investisseurs, il ne faut pas se leurrer.
Il y a déjà des relais qui séparent automatiquement la production du réseau quand la fréquence n'est pas entre 47.5 et 50.2 Hz et que la tension n'est pas entre 80% et 115% nominale.
Oui mais c'est le mécanisme d'ilotage qui se déclenche quand un incident se produit.
C'est trop tard pour le pilotage.
C'est même contre-productif en cas d'instabilité du système car cela fragilise encore plus le réseau... mais les gestionnaires de réseau l'ont voulu à une époque où ils considéraient la prod ENR comme un "plus" qui n'avait pas vraiment d'impact sur le système.
L'Allemagne a lancé un plan de retrofit de ces centrales ENR existantes vers 2010 pour faire quelque chose de bien plus sensé : mettre en place des rampes de bridage progressive de la production lorsque la tension/fréquence dépasse des bornes (plus basses il me semble, d'ailleurs) et augmenter les plages de tolérance avant découplage.
Pour la majorité des onduleurs, c'est une simple modification des réglages.
Donc les choses vont changer à ce niveau, et j'espère plus tôt que tard.
Et il ne serait pas possible d'imposer le "pilotage" du PV chez les particuliers par le linky dans les contrats ? Comme ajouter un contacteur de sécurité qui peut-être coupé sur ordre d'Enedis si jamais ça devient trop tendu ? Sur le même modèle que le HP/HC finalement. Les contacts virtuels de la TIC serviraient enfin à quelque chose^^
On pourrait, oui, mais le découplage doit probablement être le dernier recours. Selon moi, il est bien plus intéressant de pouvoir limiter la puissance de sortie.
En utilisant 2 de ces bits, tu as 4 palliers de bridage (25-50-75-100%). En en utilisant 3, tu en as 8. etc.
Énergie
Sujet: Blackout électrique en Espagne et au Portugal, le 28 avril 2025 (Lu 27210 fois)