Ajustement de l’offre et la demande pour un équilibre électrique

Ajustement de l’offre et la demande électriques

Article réalisé par Ayoub El Bouhali, étudiant au MS. Optimisation des systèmes énergétiques à l’école des Mines de Paris. Pour consulter la revue de l’école, cliquez-ici.  

Un exercice à plusieurs échéances :

L’électricité est une commodité qui ne se stocke pas à grande échelle. Ainsi, l’équilibre offre-demande est à satisfaire à tout instant. C’est RTE, le gestionnaire du réseau de transport, qui est en charge au titre de l’article L. 321-10 [1] du code de l’énergie de cette mission avec toutes les échelles de temps qu’elle implique. En effet, la maîtrise de l’équilibre offre-demande, pour un jour J, commence par l’exercice prévisionnel que RTE réalise pour anticiper longtemps à l’avance les investissements à réaliser (capacités, interconnections etc.) pour satisfaire la demande au jour même. Cet exercice prévisionnel est actualisé régulièrement jusqu’à la veille du jour de livraison.

En parallèle à l’activité de RTE, les acteurs de marchés sont incités, par un système de pénalités de règlement d’écarts, à équilibrer en avance leurs périmètres contractualisés (responsabilités d’injection ou de soutirage). Dans ce contexte, ils sont nommés dans l’article L. 321-15 [1] du code d’énergie « responsables d’équilibres ». Pour remplir leur mission, les responsables d’équilibres s’approvisionnent à différentes échéances sur les marchés d’électricité. Trois ans avant le jour de livraison, ils peuvent déjà échanger sur des marchés à terme (marchés de dérivés) différents produits physiques et financiers (futures, forwards, swaps, etc.), et équilibrer de proche en proche leur portefeuille. Le jour même de la livraison, les responsables d’équilibres sont en mesure de s’équilibrer sur le marché infra-journalier jusqu’à cinq minutes avant la livraison [2].

Au-delà, le gestionnaire de réseau a complètement la main sur l’équilibrage de l’offre et la demande. Sur cette plage il fait appel en cas de déséquilibres entre l’offre et la demande à trois types de réserves : primaire, secondaire et tertiaire ; pour rétablir la fréquence à sa valeur nominale de 50 Hz.

Les différentes échéances impliquées dans équilibre électrique

Réglage de la fréquence et équilibre offre-demande, quelle relation ?

Le réseau de transport électrique est maillé au niveau européen. Pour son bon fonctionnement, il existe une obligation commune à tous les groupes de production dans la plaque européenne, de faire tourner leurs alternateurs à la même vitesse. C’est ce qu’on appelle le synchronisme des alternateurs.

La fréquence n’est rien d’autre que le nombre de cycles que fait l’onde électrique. Pour un alternateur, elle correspond au nombre de tours par seconde du rotor multiplié par le nombre d’électro-aimants dans le stator, qu’on notera. Ainsi, la fréquence s’exprime en fonction de la vitesse de rotation de l’arbre Ω (rad/S) comme suit :

Formule fréquence alternateur - équilibre électrique

Il en résulte de cette équation (1) et de l’hypothèse de synchronisme, que l’onde électrique a la même fréquence dans toute la plaque européenne.

Dans son fonctionnement, l’alternateur reçoit une puissance mécanique  (W) qui crée un couple moteur sur l’arbre  (N.m). Le mouvement relatif du rotor par rapport au stator induit un courant alternatif dans le bobinage du stator et donc une force électrique (force de Laplace) qui à son tour applique un couple électrique  s’opposant au couple moteur.

Dans l’hypothèse d’absence de pertes (hypothèse simplificatrice) le principe, de conservation du moment cinétique appliqué au rotor, en plus de la relation (1) donnent l’équation suivante :

formule pour l' équilibre électrique

Où  (kg m2 s−1) est le moment d’inertie du rotor et  (W) la puissance électrique. D’après (2), à l’équilibre quand la puissance mécanique injectée (production) égalise la puissance électrique soutirée (consommation) l’accélération de l’arbre moteur est nulle et la fréquence est stable. En revanche, quand la consommation est supérieure à la production, l’arbre de l’alternateur se met à ralentir et la fréquence de l’onde électrique à baisser et inversement si la production est supérieure à la consommation.

Notons que d’après (1) et (2) et l’hypothèse de synchronisme des alternateurs, le gestionnaire de réseau peut se contenter de surveiller et la fréquence pour suivre en temps réel l’équilibre offre-demande.

Que se passe-t-il en cas de déviations de la fréquence ?

Nous avons vu dans la section précédente que la maîtrise de la fréquence est intimement liée à la l’équilibre entre la production et la consommation. Or, cette dernière fluctue en permanence ; la production ne peut la suivre instantanément, pour éviter les variations de la fréquence. Ainsi il existe une plage dans laquelle ces variations sont admissibles. En France métropolitaine, cette plage est de 50 Hz ± 0.5Hz. A partir de 49 Hz, des délestages automatiques de la consommation surviennent;  et au-delà de quelques Hz les groupes de productions se séparent du réseau pour éviter d’être endommagés [3]. C’est un phénomène en cascade qui mène rapidement à l’écroulement de la fréquence.

Heureusement, ce phénomène reste très rare, car le gestionnaire de réseau réagit en temps réel à la déviation de la fréquence grâce aux services système. Ces derniers sont composés de deux réserves, à savoir la réserve primaire et secondaire, qui interviennent à des échelles de temps et de puissance différentes.

La réserve primaire (Frequency Containment Reserve) est activée automatiquement (à la baisse ou à la hausse) en 15 à 30 secondes, pour maintenir la fréquence dans sa plage admissible. Elle est dimensionnée au niveau européen à 3000 MW, pour pouvoir compenser la perte simultanée des deux plus gros groupes de production  présents sur la plaque européenne. La France y contribue  à hauteur de 540 MW [4] . Depuis le 1er  janvier 2017, la réserve primaire est contractualisée par des appels d’offres hebdomadaires, organisés conjointement par RTE et ses homologues allemands, autrichiens, belges, néerlandais et suisses.

L’activation de la réserve primaire rétablit la stabilité de la fréquence, mais n’est pas en général suffisante pour atteindre les 50 Hz ciblés. Ainsi, la réserve secondaire (Automatic Frequency Resortion Reserve) du pays en déséquilibre s’active automatiquement (à la hausse ou à la baisse), en moins de 15 min, pour rétablir la fréquence à sa valeur nominale. Contrairement à la réserve primaire, la réserve  secondaire est donc nationale et elle est dimensionnée en France entre 500 MW et 1180 MW, selon la plage horaire et la période de l’année. Tous les producteurs opérant des groupes de production de plus de 120 MW ont l’obligation  de lui affecter une partie de leur puissance.

La réserve tertiaire et le mécanisme d’ajustement

Pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande, le gestionnaire de réseau utilise une autre réserve de puissance qui n’est pas qualifiée de « service système », il s’agit de la réserve tertiaire (Manual Frequency Restoration Reserve). Contrairement aux services système, cette réserve est activée manuellement par un dispatcher pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est insuffisante.

La réserve tertiaire est constituée à travers le mécanisme d’ajustement. Mis en place depuis 2003 [5], ce mécanisme oblige tous les producteurs raccordés au réseau de transport de mettre à disposition de RTE leur puissance non utilisée techniquement (puissance non utilisée mais qui est mobilisable techniquement) sur le marché d’ajustement : un marché à acheteur unique (RTE) qui a lieu 2h avant la livraison et auquel les consommateurs, les producteurs raccordés au réseau de distribution et les acteurs étrangers peuvent participer volontairement. Dans les deux cas précédents, on parle de réserve tertiaire non contractualisée. Sous-entendu, il existe une partie de la réserve tertiaire dite contractualisée.

En effet, pour s’assurer de la disponibilité de réserves suffisantes sur le marché d’ajustement, RTE contractualise annuellement via des appels d’offres avec des producteurs (ou effaceurs), pour mettre à sa disposition des capacités sur le marché d’ajustement [6], [7]. Selon le temps de réponse de ces capacités, on distingue deux types de réserves : les réserves rapides, mobilisables en moins de 13 min, et les réserves complémentaires mobilisables en moins de 30 min. Les lauréats de l’appel d’offres voient leurs capacités rémunérées sur toute la durée de contrat (prime fixe) et leur énergie rémunérée qu’en cas d’activation (prime variable).

Lorsqu’il active une offre d’ajustement (contractualisée ou non), le gestionnaire de réseau est tenu au titre de l’article L.321-10 du code de l’énergie [1] de prendre en compte « l’ordre de préséance économique entre les propositions d’ajustement qui lui sont soumises ». L’énergie des offres d’ajustement activées est réglée sur la base du prix de l’offre formulée par l’acteur d’ajustement.

article sur l' équilibre électrique - blog NextFlex

Le réserve cinétique et le rôle de l’inertie

L’électricité est majoritairement produite par des technologies, qui impliquent des alternateurs à la fin de la chaîne de production. Ces derniers constituent des masses tournantes, de plusieurs dizaines de tonnes parfois, et donc un gisement d’inertie très important pour le système électrique.

Notons que d’après l’équation (2) la variation temporelle de la fréquence est d’autant plus lente que l’inertie  est grande. On parle d’un effet stabilisateur de l’inertie, qui s’oppose naturellement au ralentissement ou à l’accélération des arbres des moyens de production et donc aux déviations de la fréquence, ce qui limite les besoins en équilibrage.

Par ailleurs, les masses tournantes des moyens de production agissent physiquement comme des volants d’inertie. Elles stockent l’énergie cinétique de rotation (proportionnelle à l’inertie et au carré de la vitesse de rotation) et la restituent immédiatement au réseau, par couplage électromagnétique, en cas de chute transitoire de fréquence. On parle ainsi d’une réserve cinétique.

La réserve cinétique est indispensable à la stabilité instantanée du réseau, si elle n’est pas suffisante, le système électrique risque de s’effondrer avant que les autres réserves puissent être activées [8]. Un basculement important vers des moyens de production sans masses tournantes, comme le solaire photovoltaïque, doit être accompagnée par des dispositifs techniques, réglementaires et commerciaux pour préserver la stabilité du système électrique.

évolution de la fréquence suite à incident de production de 2800 MW - équilibre électrique
Bibliographie
[1]          « Code de l’énergie | Legifrance ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do?cidTexte=LEGITEXT000023983208. [Consulté le: 15-mai-2019].

[2]          « EPEX SPOT SE: France ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.epexspot.com/en/product-info/intradaycontinuous/france. [Consulté le: 01-mai-2019].

[3]          RTE, « Modalités de délestage entre RTE et les Distributeurs », 2008.

[4]          « Services système et mécanisme d’ajustement ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.cre.fr/Electricite/Reseaux-d-electricite/Services-systeme-et-mecanisme-d-ajustement. [Consulté le: 15-mai-2019].

[5]          « Marché d’ajustement », RTE France, 15-sept-2014. [En ligne]. Disponible sur: https://www.rte-france.com/fr/article/marche-d-ajustement. [Consulté le: 15-mai-2019].

[6]          RTE, « Cahier de Charges », 2019.

[7]          CRE, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 21 juin 2018 portant approbation des modalités de l’appel d’offres 2019 de réserves rapide et complémentaire. 2018.

[8]          M. Drouineau, « Modélisation prospective et analyse spatio-temporelle: intégration de la dynamique du réseau électrique », 2011.

[9]          « Mettre en œuvre tous les leviers pour assurer l’équilibre », RTE France, 15-sept-2014. [En ligne]. Disponible sur: https://www.rte-france.com/fr/article/mettre-en-oeuvre-tous-les-leviers-pour-assurer-l-equilibre. [Consulté le: 15-mai-2019].
f=p×Ω/2π - équilibre électrique article blog NextFlex

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