Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!
+1000, voire même qu'on leur interdit de le faire sur les installations chez les particuliers.
Pour en revenir à la décision de la CRE, pour faire du réactif et de la stabilisation de tension, on peut ne garder que la génératrice couplée au réseau en mettant le réacteur à l'arrêt. La question se pose de savoir si le contrôle commande des centrales peut le faire, mais c'est fait avec les génératrices hydrauliques depuis des années (réglage de fréquence modeste par inertie mécanique et réglage de la tension en jouant sur la tension d'excitation).
Dans tous les cas, aujourd'hui le cas ne se présente pas : même pendant les épisodes de prix négatifs les plus intenses et de consommation la plus faible, peu de réacteurs nucléaires sont découplés du réseau car en butée basse. Leur puissance peut descendre jusqu'à 20% pour certains, et il me semble qu'ils les gardent couplés car un cycle d'arrêt/redémarrage s'étend sur plusieurs jours. Ils préfèrent donc réduire la puissance injectée et payer le prix négatif au MWh.
Maintenant, si le but est "simplement" d'encaisser la transitoire qui se produit lorsque les prix passent négatifs et qu'une grande quantité des producteurs ENR se découplent, on peut aussi commencer par changer les règles du marché pour éviter que tout le monde le fasse sur la même tranche de ~2 min, développer les capacités de régulation de tension sans production dans le réseau (statcom et autres), développer la flexibilité de la demande, inciter le développement du stockage, accélérer l'électrification des usages... tant de choses dont certaines seraient moins coûteuses à mettre en place selon moi que de forcer puis compenser EDF à injecter des GWh lorsque cela n'est pas nécessaire.
J'ai du mal à trouver le besoin réel technique en Mvar non fourni lors des épisodes de prix négatif, mais si RTE en a identifié un, je leur fait confiance niveau technique pour qu'ils sachent de quoi ils parlent. Si quelqu'un a une source, je suis preneur.
Ceci dit, quelque chose me dit que ce n'est que de la gestion du risque: une procédure d'ultime secours pour que RTE ait les outils nécessaires pour s'éviter des incidents d'exploitation dans quelques années si
1) le déploiement solaire continue à son rythme actuel (probable)
2) la réforme du marché de l'électricité n'avance pas assez pour résoudre le problème des découplages synchrones lors du passage des prix SPOT en dessous de 0 (probable également),
3) les capacités de stockage/flexibilité ne deviennent pas suffisantes,
4) le grid code ne suit pas pour s'adapter aux besoins d'un système plus dynamique.
Énergie