[Dossier énergies renouvelables] #24 - Les centrales électriques virtuelles : le rôle des énergies renouvelables dans la reconfiguration de l'offre de flexibilité sur le territoire

Les centrales électriques virtuelles : le rôle des énergies renouvelables dans la reconfiguration de l'offre de flexibilité sur le territoire. L’intégration des énergies renouvelables (EnR) aux systèmes énergétiques traditionnels pose des défis importants, tant en termes techniques que de rentabilité économique. La gestion agrégée des EnR permet d’adresser certains de ces défis. Sans oublier l’autre face de la médaille…
 

Système électrique et flexibilité

Le système électrique connaît un changement significatif, dans la mesure où les systèmes centralisés et structurés hiérarchiquement s’accompagnent et parfois sont remplacés par des systèmes distribués aux sources renouvelables (EnR). En plus de contribuer à la décarbonation du mix énergétique, l’adoption des EnR permet d’améliorer l'efficacité du système, jouant de variable d’ajustement entre la demande et l’offre, et permettant de réduire les pertes de transport et de distribution ainsi que l'empreinte de l'infrastructure du réseau. La flexibilité du réseau est recherchée. L’Agence Internationale de l’Energie définit la flexibilité comme « la capacité d’un système électrique à gérer de manière fiable et économique la variabilité et l’incertitude de la demande et de l’offre à différentes échelles temporelles : de la stabilisation instantanée du système électrique au maintien à long terme de la sécurité de l’approvisionnement » (IEA, 2019 : p.4). Et cette flexibilité « doit être exploitée dans tous les segments du système électrique pour transformer ce dernier en un système dominé par les énergies renouvelables », souligne l’Agence Internationale pour les Énergies Renouvelables (IRENA, 2018 : p.8). 

Défis et incertitudes dans l’intégration des EnR aux systèmes énergétiques 

L'intégration des EnR intermittentes accroît cependant la complexité globale du système et pose des défis aux réseaux énergétiques traditionnels, en augmentant l’incertitude et en entraînant une volatilité accrue des prix de l'énergie. Du côté des opérateurs des réseaux, l'intégration des EnR rend nécessaire  la mise en œuvre de dispositifs numériques de contrôle permettant la connaissance et la gestion en temps réel des flux d’entrée et de sortie. Quant aux producteurs d’EnR, notamment de petite capacité, l’accès au marché de l’énergie peut s’avérer complexe. En effet, dans le cadre de la loi de la transition énergétique pour la croissance verte (TECV, 2015), les tarifs d’achat garantis par l’État, qui encourageaient la production d’EnR, ont été supprimés pour les installations de plus de 500 kilowatts. L’électricité issue des EnR est donc vendue à prix de marché. Même si les producteurs bénéficient d’un complément de rémunération, cela leur demande de prévoir leur production le plus précisément possible, pour ne pas subir de pénalités en cas d'écarts entre prévisions de production et production réelle.  

Le métier d’agrégateur

Au croisement et en réponse de ces nécessités et défis, un nouveau métier monte en puissance : celui de l’agrégateur - l’intermédiaire entre les producteurs d’électricité, les gestionnaires des réseaux  et le marché de l’énergie. Ces acteurs permettent aux producteurs d’EnR de réduire les pénalités grâce à une gestion optimisée, un pilotage en temps réel de la production, et la vente sur la bourse de l’énergie en suivant les signaux-prix. Pour les opérateurs historiques, l’agrégateur est tout aussi important car il constitue un interlocuteur unique, rassemblant un grand nombre de producteurs dispersés : il peut par exemple assurer la modulation du service, en agrégeant des capacités de production, mais aussi des volumes consommation de sites industriels et tertiaires, prêts à moduler leur puissance de production ou à différer leurs consommations. En France, le métier de l’agrégateur se développe depuis une quinzaine d’années, permettant l’émergence de nouvelles sociétés (Hydronext, Sun'R, Enercoop, etc.) et l’entrée sur le marché national de filiales d’entreprises actives à l’international (Next Kraftwerke, REstore, etc.). 

Figure 1 : schéma de fonctionnement d’une CEV (d’après YU, Fang, Liu et Liu, 2019)

Les centrales électriques virtuelles

Les centrales électriques virtuelles (CEV ; en anglais : virtual power plants – VPP ; figure 1) représentent une forme d’agrégation de moyens décentralisés de production d’énergie.  Ce système sociotechnique permet de regrouper les ressources énergétiques distribuées et les piloter de manière centralisée. La distinction structurelle entre les CEV commerciales et les CEV techniques renvoie aux deux volets inhérents à ces systèmes : d’une part, l’effort d’optimisation économique pour vendre l’énergie sur le marché de gros de l’énergie, et d’autre part, la mission d’agrégation systémique pour offrir un service au réseau électrique. Aujourd’hui, on compte un peu moins d’une centaine de CEV en Europe seulement, dont une petite moitié sont fonctionnelles car elles participent au marché de l’énergie, et une autre moitié sont des démonstrateurs de consortiums industriels et académiques. De nombreuses CEV existent en Amérique du Nord, en Australie, en Asie, et des projets sont en cours sur le continent africain.

Les CEV peuvent être pilotées par des opérateurs privés, comme Next Kraftwerke, ou par des entreprises publiques, à l’exemple de Statkraft qui appartient au Ministère norvégien du commerce, de l'industrie et de la pêche. Ces deux acteurs opèrent avec des CEV de très grande échelle, avec plus d’un millier de clients chacune, correspondant à une somme de capacités de production de plusieurs GW, éparpillées dans l’espace européen. D’autres CEV européennes sont plus petites, à l’exemple de la centrale de l’agrégateur EQINOV, qui rassemble plusieurs dizaines de clients, tous localisés dans le périmètre de l’Hexagone, ou encore le démonstrateur « So Flex Hy » du groupe EDF dont les sites de production énergétique se trouvent dans la région Provence Alpes Côte d’Azur. Les opérateurs des CEV sont souvent des agrégateurs indépendants (comme les français Energy Pool et EQINOV, ou le suisse Alpiq), mais aussi des sociétés rachetées par les groupes du secteur énergétique (le britannique Limejump et le suisse Tiko), ou encore des filiales d’anciens opérateurs du secteur énergétique (TOTAL Flex). Les entreprises des NTIC investissent également dans les CEV, à l’exemple des multinationales IBM et Cisco Systems. 

Une gestion optimisée des flux d’EnR

À travers des dispositifs techniques et des outils numériques mettant en synergie les producteurs locaux d’EnR, des dispositifs de stockage, et des consommateurs, les CEV assurent une gestion optimisée des flux d’énergie au regard des signaux-prix du marché et des prévisions météorologiques, permettant, par exemple, de minimiser les risques de congestion sur le réseau de distribution. Les CEV apparaissent comme un moyen de gérer les problématiques liées à l’intermittence de l’énergie solaire et éolienne, par exemple, en combinaison avec le biogaz et l’hydroélectricité. Le démonstrateur CEV « So FLEX Hy » mis en place en 2019 par le Groupe EDF dans la région Provence Alpes Côte d’Azur a été construit autour d’une séquence de sept centrales hydroélectriques sur la Durance de 20 à 40MW, trois fermes photovoltaïques d’une puissance totale de 29,8 MW, et un parc éolien de 43 MW. La production de biogaz à partir de la biomasse était au cœur des CEV mises en place par l’agrégateur suisse FLECO POWER. Cependant, toutes les CEV ne sont pas pilotées exclusivement avec des moyens de production EnR, car les centrales thermiques à charbon et les générateurs diesel des hôpitaux participent également à leur mix énergétique. 

Intégration de flux d’énergie, flux de données et flux financiers 

Les CEV se basent sur l’intégration des flux énergétiques, d’information et de finances pour assurer la flexibilité du réseau, mais aussi la rentabilité économique des ventes et achats d’énergie. Ce travail intégratif est réalisé au moyen de plate-formes numériques - systèmes de contrôle et d’acquisition de données en temps réel - qui récoltent des données sur la production et la consommation énergétique et permettent de piloter à distance les sites distribués. La plate-forme « Demand Response Energy and Ancillary Management Systems » est utilisée par l’agrégateur français EQINOV et ses clients des secteurs tertiaire et industriel lorsqu’ils souhaitent optimiser leurs « actifs flexibles » ; c’est donc une véritable interface pour la communication réciproque et la prise de décisions. Eqinov a par ailleurs bénéficié d’un co-financement de l’Agence de la transition écologique pour développer cet outil de télégestion (ADEME, 2020 : 91-92). 

Le co-financement public apporté par les institutions européennes et nationales aux projets de CEV témoigne de l’importance accordée à ces systèmes dans la transition énergétique contemporaine. Parmi les expériences pionnières, nous devons mentionner le projet « FENIX » (2005-2009), porté par 20 acteurs industriels français, britanniques, espagnols, allemands, slovènes, autrichiens et roumains, et co-financé à 50% par le programme cadre européen pour la recherche et développement technologique FP6. Le projet consistait en l’expérimentation du principe des CEV dans des conditions réelles à Woking, au Royaume-Uni, et dans plusieurs régions de l’Espagne centrale et orientale, au moyen de prototypes de plate-formes informatiques et de compteurs connectés. Cette coopération a permis d’analyser les conditions économiques, juridiques et techniques de développement des CEV à court terme, et d’imaginer des scénarios prospectifs pour leur diffusion à moyen terme, permettant d’accélérer la décentralisation de la production énergétique sur l’ensemble de l’espace européen (FENIX, 2009). 

L’autre face de la médaille

Si l’émergence d’acteurs intermédiaires et de nouvelles formes de gestion de l’énergie permet une plus grande efficacité, cela ne se fait pas sans une augmentation de la complexité globale du système, tant en termes du nombre et du type de ressources que des différents acteurs impliqués dans la chaîne d'approvisionnement énergétique. L’importance du numérique est évidente dans les CEV, tout comme dans d’autres dispositifs de gestion de l’énergie. Un nouvel équilibre semble s’établir entre offre et demande, où l’information et l’accès aux données est cruciale afin d’assurer un équilibre optimal, le point d’optimum étant variable à chaque instant ; tout comme les tarifications, qui deviennent dynamiques, ce qui peut être contesté du point de vue de l’équité sociale. La sécurité des données devient primordiale. Par ailleurs, la consommation énergétique liée au numérique représente environ 10% de la consommation nationale française (Conseil général de l’économie, 2019). À l’échelle mondiale, de nombreuses études montrent que les consommations énergétiques liées au numérique et les émissions associées sont en forte croissance (The Shift Project, 2018). La transition énergétique n’est pas exempte de tensions et de paradoxes si celle-ci passe par la transition numérique. C’est l’autre face de la médaille des réseaux intelligents. 

Bibliographie

ADEME (2020). Systèmes électriques intelligents. Le soutien de l'ADEME à l'innovation depuis 2010

Conseil général de l’économie (2019). Réduire la consommation énergétique du numérique

FENIX consortium (2009). Flexible Electricity Networks to Integrate the expected Energy Evolution. Results.

IEA (2019). Status of Power System Transformation 2019. Power System Flexibility. IEA. Power Partnership. Clean Energy Ministerial. 

IRENA (2018). Power System Flexibility for the Energy Transition. Overview for Policy Makers. Part 1. 

The Shift Project (2018). Lean ICT, pour une sobriété numérique.

YU S., FANG F., LIU Y., LIU J., (2019). Uncertainties of Virtual Power Plant: Problems and Countermeasures. Applied Energy. 239. 454-470.

 

Un article signé : 

Margot Pellegrino

Maître de conférences, Université Gustave Eiffel – Lab’Urba
https://www.laburba.com/membres/margot-pellegrino/
margot.pellegrino[a]univ-eiffel.fr

Marika Rupeka

Ingénieure d’études pour la recherche « INTENS » à l’Université Gustave Eiffel, LATTS,
Maître de conférences associée à l’ENSAPM, doctorante au LIAT
marika.rupeka[a]enpc.fr

 


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