Enjeux d’un développement massif des énergies renouvelables dans le système électrique européen du futur

21/12/2016
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2016-5:17768

Résumé

Enjeux d’un développement massif  des énergies renouvelables  dans le système électrique européen  du futur

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✈ Introduction LE GRAND DOSSIER Le développement de la production d’électricité dé- carbonée à partir d’énergies renouvelables (EnR) constitue un axe majeur de la stratégie énergétique européenne : partant de 20 % en 2010, les objectifs à l’horizon 2020 du paquet « énergie-climat » en Europe visent une proportion d’origine renouvelable de 30 à 35 % pour l’électri- cité avec une ambition affichée d’atteindre jusqu’à 80 % à l’horizon 2050. L’hydraulique, qui constitue la principale source de production d’électricité d’origine renouvelable dans le monde, est aujourd’hui largement exploi- tée en Europe et son potentiel de développement est à présent limité. L’atteinte des objectifs euro- péens suppose donc de développer massivement de nouvelles sources de production d’origine re- nouvelable : éolien, solaire photovoltaïque (PV), biomasse. Partant de 10 % du mix électrique européen en 2014, la part des EnR intermittentes éolien et PV devrait représenter 20 % en 2020 et pourrait at- teindre un taux de l’ordre de 30 % à l’horizon 2030. Les pays précurseurs dans le domaine du développement de l’éolien et du PV (Allemagne, Espagne, Portugal, Danemark, Irlande…) ont dû résoudre un certain nombre de difficultés techniques, concernant en pre- mier lieu le raccordement et l’intégration de ces nouveaux moyens de production dans le système électrique, notamment en ayant recours à l’électronique de puissance. Mais on constate aujourd’hui que le développe- ment de l’éolien et du PV modifie en profondeur la gestion du système électrique qui se trouve confronté dans l’ensemble de ses composantes à la question de la gestion de l’intermittence de ces moyens de production. A plus long terme, l’inser- tion massive de ce type de production va conduire à reconsidérer tout à la fois les règles de gestion du système électrique, le développement des in- frastructures de réseaux et la structure du mix de production. Un système électrique avec une forte pro- portion d’EnR éolienne ou PV devra faire face à une exposition plus importante de l’équilibre du REE N°5/2016 37 Enjeux d’un développement massif des énergies renouvelables dans le système électrique européen du futur Régine Belhomme EDF R&D Vera Silva EDF R&D Figure 1 : Production d’énergie électrique d’origine renouvelable en Europe en 2014 - Source : EDF R&D. ✈ 38 REE N°5/2016 réseau aux conditions climatiques. Cette exposi- tion, actuellement liée à la thermo-sensibilité de la consommation, augmente et est observée à différentes échelles de temps. La gestion de la va- riabilité entre différentes années climatiques im- pacte investissements en production, en support et en réseau. La variabilité saisonnière, hebdoma- daire, journalière et infra-journalière augmente les besoins de flexibilité pour l’équilibrage du système à différentes échéances. Les progrès des outils de prévision, dans le domaine de l’éolien et du PV à différentes mailles du système, et l’utilisation des prévisions dans les processus et décisions opéra- tionnelles jouent un rôle clé et facilitent la gestion de la variabilité. Cette gestion de la variabilité est aussi facilitée par un équilibrage du système à des mailles géographiques plus larges qui permet de profiter des effets de foisonnement géographique de la production EnR ainsi que du partage des moyens de backup et de réserves. Les marchés d’électricité en Europe sont déjà intégrés et, même si les processus d’équilibre offre-demande restent encore pour l’essentiel nationaux, ces efforts d’in- tégration, basés sur des codes réseau nouveaux, visent une intégration européenne allant jusqu’à l’équilibrage de la production et de la consomma- tion proche du temps réel. Ces efforts sont sou- tenus par des renforcements des interconnexions entre pays. Ces questions sont traitées de façon détaillée dans les différents articles de ce dossier, avec des résultats d’études prospectives et des exemples issus du retour d’expérience dans des pays pré- curseurs du développement des EnR en Europe, l’Irlande et le Danemark. L’intégration massive des productions éolienne et PV conduit à une forte proportion de production interfacée par électronique de puissance. Mais cet interfaçage ne permet pas de créer un couplage direct entre les unités de production EnR et les besoins du système électrique. Aujourd’hui les groupes de production « classiques » (thermiques et hydrauliques) contribuent par un lien physique au fonctionnement du système et leur fonctionne- ment synchrone crée la fréquence du système. L’in- terfaçage via l’électronique de puissance élimine ce lien physique, ce qui réduit l’inertie du système et impacte le réglage dynamique de la fréquence suite à un déséquilibre offre-demande et donc fragilise le système du point de vue de son fonctionnement dynamique. Des solutions innovantes, pour per- mettre l’insertion de ces productions sans risque pour la sécurité du système électrique seront nécessaires, si l’on veut atteindre des taux d’EnR intermittentes très élevés. Cette question est trai- tée par plusieurs articles dans ce dossier, avec des exemples apportés par le gestionnaire du réseau de transport danois et le retour d’expérience sur exploitation du système en août 2016. Les défis liés à l’insertion massive de l’électro- nique de puissance dans le système ne se limitent pas à la question d’inertie car l’électronique de puissance modifie également le fonctionnement des protections et la pollution harmonique. Sans nouvelles solutions technologiques, il pourrait en résulter des problèmes de sécurité pour les biens et les personnes. Le projet européen H2020 MIGRATE, décrit dans ce dossier, étudiera ces questions de façon approfondie afin de proposer des solutions pour réduire ses impacts et utiliser l’électronique de puissance de façon bénéfique pour le système. Le raccordement des EnR, dans sa majorité au réseau de distribution et en basse tension pour une partie importante du PV, impacte aussi l’exploita- tion du réseau de distribution. La transformation de ce réseau, rendue possible par les technologies de réseaux électriques « intelligents » (REI ou smart grids), permet une exploitation plus flexible du réseau et facilite l’intégration des EnR. Ces tech- nologies permettent de mieux utiliser la capacité des réseaux et réduire le temps des coupures ; elles créent une opportunité pour l’utilisation des flexibi- lités décentralisées pour la gestion des contraintes réseau. Les évolutions récentes autour des tech- nologies des REI et de la production et stockage décentralisés ainsi que l’accès à un pilotage plus dynamique des charges diffuses facilitent cette évo- lution. Ces technologies créent aussi de nouvelles mailles de gestion de flexibilité. Cette question est également traitée dans ce dossier. L’insertion massive des EnR intermittentes dans le système électrique devra être accompagnée par une adaptation du système électrique. Cette adap- tation couvre à la fois l’adaptation des infrastruc- tures de production, de réseaux, des systèmes de LE GRAND DOSSIER Introduction ✈ Introduction LE GRAND DOSSIER REE N°5/2016 39 protection et des processus et outils utilisés pour l’exploitation du système électrique. Ces adaptations ayant un coût et nécessitant du temps, le rythme de développement des EnR doit être maîtrisé afin d’avoir une transition qui permette de respecter un équilibre entre le coût, la durabilité des choix et la sécurité du système. Cet équilibre constitue aujourd’hui ce que la Com- mission européenne appelle “l’Energy Trilemm” qui devra être au cœur du développement de l’Union de l’énergie. La question de l’insertion massive des EnR in- termittentes est une question de forte actualité et ce dossier apporte des éléments de réponse sur le fond. Sa richesse réside dans le fait que les articles traitent plusieurs questions qui se posent en par- ralèle et apportent une vision globale depuis le système électrique européen et le système français jusqu’à la maille locale. Des contributions, d’origine irlandaises et danoises, complètent ce dossier avec une vision forte de leur expérience terrain et leurs ambitions de poursuivre ce développement en dé- ployant des solutions innovantes. Régine Belhomme est responsable du “Challenge Market Design”, au programme management d’énergies d’EDF R&D. Après avoir travaillé à Hydro-Québec (Canada), elle a rejoint EDF en 1998 et a mené des travaux sur l’insertion de la pro- duction décentralisée et des énergies renouvelables dans les réseaux électriques. Depuis 2007, elle est en charge de projets sur le développement de la demande active et son intégration dans les systèmes électriques et dans les marchés. Elle est membre du bureau du club Systèmes Electriques de la SEE. Régine Belhomme est ingénieur électricien (électronique) et docteur en sciences appliquées (génie électrique) de l’université de Liège (Belgique). Vera Silva est responsable du programme de recherche « systèmes électriques et marchés » à EDF R&D. Avant de rejoindre EDF en 2009, elle a été assistante de recherche à l’Imperial College London et à l’université de Manchester et enseignant chercheur à l’Institut Polytechnique de Porto. Elle est docteur en ingénierie de l’Imperial College London et titulaire d’un diplômé d’ingénieur et d’un master en éco- nomie et régulation des systèmes électriques, les deux de l’université de Porto. Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60% d’énergies renouvelables Par Vera Silva, Miguel López-Botet Zulueta, Ye Wang, Paul Fourment, Timothee Hinchliffe, Alain Burtin .......................................................................................................................... p. 40 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques Par Marie-Sophie Debry, Guillaume Denis, Patrick Panciatici, Thibault Prévost, Florent Xavier, Xavier Guillaud, Xavier Kestelyn, Andreas Menze ..............................................................p. 54 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Comment déterminer les investissements clés pour la transition énergétique Par Marie-Pierre Houry, Sébastien Lepy, Fabian Georges, Lucian Balea, Gerald Sanchis ....................................................................................................................................p. 60 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité Par Marion Delage, Florent Cadoux, Marc Petit Renewables integration, flexibility measures and operational tools for the Ireland and Northern Ireland power system Par Damian Flynn, Michael Power, Mark O’Malley ......................................................................................... p. 68 The future has come: the 100% RES driven power system is reality Par Antje Orths, Peter Børre Eriksen .................................................................................................................. p. 76 LES ARTICLES REE N°5/2016 57 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques Des capacités de surcharge très différentes La capacité de surcharge des ma- chines synchrones permet de suppor- ter un fort courant (de l’ordre de 250 % de leur courant nominal, voire 500 % dans les régimes de court-circuit) dans les enroulements du rotor pendant un temps limité. En effet, l’impact princi- pal de l’augmentation du courant est l’échauffement du rotor et du stator, mais l’inertie thermique importante permet aux machines synchrones de ne pas trop y être sensibles sur des courtes durées. Dans les convertis- seurs, le courant maximal admissible transitoirement est limité par la phy- sique des semi-conducteurs associée à une inertie thermique très faible. Sans surdimensionnement coûteux, on es- time le courant maximum à 110 % du courant nominal pour les applications de forte puissance. Cette limitation de la capacité de surcharge a un impact sur le comporte- ment transitoire des installations, com- paré à celui des machines synchrones. En particulier, pendant les phases de court-circuit, ces dernières fournissent un courant très important pendant une courte période. Ce courant est aujourd’hui utilisé par les protections du réseau pour discriminer les régimes de défaut des régimes de fonctionne- ment sains. De plus, le comportement des onduleurs lors de courts-circuits est dès aujourd’hui paramétrable : il est possible de stopper l’onduleur, de fonc- tionner à facteur de puissance constant tout en respectant le critère de courant maximum ou alors de donner la prio- rité au courant réactif et de fournir un maximum de courant réactif pendant le défaut. Ces comportements modifient très rapidement l’injection de courant des onduleurs pendant les défauts. Le plan de protection actuel pourrait être mis en défaut par ces nouveaux com- posants. Là encore, plusieurs solutions sont envisageables : - tection actuel (basé sur des protec- tions différentielles et protections de distance) afin de s’assurer de leur fonctionnement dans un système en mutation ; du comportement des onduleurs et rechercher de nouvelles stratégies de protection. NB : On notera tout de même que si la détection de défauts pourra devenir plus complexe, la baisse du courant de court-circuit aura un impact positif sur le dimensionnement des matériels de poste qui ne seront plus soumis à des efforts électrodynamiques aussi intenses. Simulation par un logiciel d’études de transitoires électromagnétiques (EMT) d’un déclenchement de ligne sur un réseau 100 % électronique de puissance. La simulation ci-dessous illustre un problème qui se pose sur un réseau 100 % électronique de puissance lors de l’ouverture d’une ligne (aucun dé- faut n’est simulé). Le réseau, très simplifié, comporte deux convertisseurs ali- mentant une charge, contrôlés pour imiter le comportement d’une machine synchrone associée au réglage primaire. Ce type de contrôle est une solution éprouvée dans le cas des microgrids. Le schéma du système simulé est le suivant : Les courants en sortie des convertisseurs après déclenchement d’une des deux lignes parallèles sont représentés sur la figure suivante : L’unité de production la moins puissante devrait supporter un fort surcourant, supérieur à son intensité maximale admissible (~1,1 pu) : sauf surdimension- nement coûteux du convertisseur associé, il y a donc un risque de destruction du matériel. Encadré 1. 58 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Un projet européen pour répondre à ces questions La question de l’exploitation d’un réseau uniquement basé sur l’élec- tronique de puissance est assez bien résolue pour les petits systèmes isolés comme les microgrids ou les réseaux offshore connectés au réseau terrestre par des liaisons à courant continu. Dans le cas des réseaux offshore, l’onduleur de la liaison HVDC est beaucoup plus puissant que les onduleurs des éo- liennes, c’est donc lui qui joue le rôle de maître (comportement proche d’un nœud infini) sur lesquels les onduleurs des éoliennes viennent se synchroniser. Pour les petits réseaux (microgrids), la topologie du réseau est souvent radiale et connue et les variations topologiques ou de charges qui s’y produisent sont souvent assez limitées. Il n’en est pas de même pour les grands réseaux élec- triques où la topologie et les injections de puissance y sont très variables et ne peuvent être connues à tout ins- tant par tous les composants du sys- tème, ni même par une entité centrale. Un contrôle distribué réalisé par des convertisseurs pouvant fonctionner de manière autonome ou de concert est la seule alternative viable. L’encadré 1 illustre les différences entre microgrids et réseau de transport. Deux approches complémentaires Ces questions seront abordées dans le cadre du projet européen MIGRATE2 – Massive InteGRATion of power Electronic devices, qui a pour but d’analyser l’impact de la pénétration croissante d’électronique de puissance sur la stabilité du système à travers deux approches complémentaires : - tème comportant des convertisseurs seront définis et une méthodologie per- mettant d’optimiser les paramètres des lois de commande existantes seront proposées pour intégrer davantage d’élé- ments à base d’électronique de puis- sance dans le réseau actuel. La possibilité de mesurer les indicateurs définis pour surveiller leur évolution sera étudiée ; les onduleurs, ainsi que de nouvelles règles d’exploitation du réseau per- mettant le fonctionnement d’un ré- seau sans machines tournantes seront développées. Si des modifications ma- térielles sont nécessaires sur les ondu- leurs, des ébauches de spécifications seront développées. Le projet, coordonné par le gestion- naire de réseau de transport (GRT) 2 https://www.h2020-migrate.eu/ LES AUTEURS Marie-Sophie Debry, Thibault Prevost, Patrick Panciatici et Florent Xavier sont ingénieurs à la direction R&D de RTE. Ils sont impliqués dans le projet européen H2020 MIGRATE. Guillaume Denis effectue une thèse avec l’Ecole centrale de Lille au sein de la direction R&D de RTE. Ses activités de recherche incluent l’électronique de puissance et le fonctionnement des réseaux de transport. Andreas Menze est responsable de la division “Offshore HVDC and Control Systems” du gestionnaire de réseau de transport allemand Ten- neT Offshore GmbH. Il est aussi le coordinateur du projet MIGRATE. Xavier Guillaud et Xavier Kestelyn sont professeurs au Laboratoire d’électrotechnique et d’électronique de puissance (L2EP) de Lille. Figure 3 : Maquette de réseau à échelle réduite du L2EP utilisée pour le projet Twenties. Source : projet Twenties. REE N°5/2016 59 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques allemand TenneT GmbH et composé d’un consortium de GRT, d’universitaires et d’un constructeur de protections, s’intéresse également à l’impact de l’intégration des convertisseurs sur les protections du réseau électrique et sur la qualité de l’électricité. Le projet, qui a commencé en janvier 2016 et durera quatre ans, fait l’objet d’une subvention de 16,7 millions d’euros de la part de la Commission européenne. RTE est leader d’un lot réunissant le L2EP, l’ETH Zurich, l’université de Dublin et 5 GRT (Eirgrid, REE, TenneT, Terna et RTE). Les travaux ont pour ob- jectifs de proposer de nouveaux codes de réseau, communément nommés “Grid codes”, assurant le bon fonc- tionnement du système tout en mon- trant qu’il est possible de concevoir de nouvelles lois de commande pour les réseaux sans machines tournantes. Ce lot est divisé en cinq sous-tâches qui sont les suivantes : - portement global d’un réseau tout électronique de puissance (tenue aux défauts, stabilité…) ; - mande local des convertisseurs et la définition des nouvelles lois de com- mande assurant entre autres les ser- vices de synchronisation ; services systèmes ; d’exploitation actuelles ; avec de vrais convertisseurs sur une maquette de réseau à échelle réduite3 disponible au L2EP (figure 3) et à la- quelle de nouveaux composants seront ajoutés afin de s’assurer de la validité de la modélisation, de se prémunir contre la défaillance par exemple d’un com- posant dans certains régimes de fonc- tionnement et d’améliorer la confiance dans les solutions développées. En effet, les logiciels de simulation tradi- tionnellement utilisés pour les réseaux pourraient ne pas être pertinents dans ce contexte très différent de la situation actuelle. Leur compatibilité avec les contrôles des convertisseurs existants et les ma- chines synchrones, nécessaires pour assurer une transition entre le système électrique actuel et un système sans machine tournante, sera étudiée. Des propositions pour des nouveaux codes de réseau Les résultats obtenus seront traduits en exigences de raccordement pour les composants à base d’électronique de puissance. Le but de cette recherche est de préparer un avenir où un réseau uniquement basé sur de l’électronique de puissance soit possible. Pour cela, il faut rapidement s’assurer que les moyens de production raccordés par 3 Des détails sur la maquette figurent dans les livrables 11.1 à 11.3 du projet Twenties (http:// www.twenties-project.eu/node/18). électronique de puissance soient com- patibles avec les nouveaux contrôles qui seront nécessaires. Le projet vise donc à produire une ébauche de nouveau code de raccordement pour les composants à électronique de puissance. L’une des questions qui se posera est le niveau de détail des futurs codes. En effet, il est aujourd’hui possible d’avoir des exigences assez simples au point de connexion. Dans le futur, il pourrait être nécessaire d’avoir des spécifications sur des composants internes des groupes, comme par exemple le dimensionne- ment de la capacité du bus à courant continu ou les surcharges à court terme admissibles pour les composants. Références [1] Wind and Solar Plant Collector Design Working Group, “Technical Paper Compendium PES-TPC3”, IEEE Power & Energy Society, Boston, US, August 2016. [2] P. Kundur, Power System Stability and Control, The EPRI Power System Engineering Series, McGraw-Hill, 1994. [3] G. Denis, T. Prevost, P. Panciatici, X. Kestelyn, F. Colas et X. Guillaud, “Review on potential strategies for transmission grid operations based on power electronics interfaced voltage sources”, chez IEEE Power & Energy General Meeting, Denver, 2015. 60 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction La lutte contre le changement clima- tique est un des piliers de la politique énergétique européenne, ce qui se tra- duit par la définition d’objectifs ambi- tieux à l’horizon 2030 dans le cadre du paquet Energie-climat : réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 40 % par rapport au niveau de 1990, part d’au moins 27 % pour les énergies renouvelables dans la consom- mation énergétique européenne, entre autres. Cela se traduit également sur le plus long terme – 2050 – par l’adoption d’une feuille de route visant à transfor- mer l’Union européenne en économie sobre et décarbonée, avec une réduc- tion des émissions de gaz à effet de serre de l’ordre de 80 à 90 % par rap- port au niveau de 1990. Ainsi, ces objectifs induisent un essor sans doute massif des énergies renou- velables dans le système électrique européen. Et le développement de nou- velles capacités de transport d’électricité est incontournable tant pour raccorder des volumes de production importants que pour adapter l’infrastructure exis- tante à la localisation et aux caracté- ristiques de ces nouveaux moyens de production. Les enjeux sont de taille pour les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité européens et pour ENTSO-E, leur association européenne. Les infras- tructures électriques jouant un rôle central dans la politique énergétique européenne, il est primordial qu’une vision cohérente du réseau de demain soit construite avec l’ensemble des ges- tionnaires de réseaux de transport euro- péens. Le but de cet article est de décrire pourquoi la réussite de la transition éner- gétique passe par le développement des infrastructures de transport, comment les investissements clés pour réseaux sont identifiés au sein d’ENTSOE et les questions méthodologiques à traiter pour favoriser une insertion massive d’éner- gies renouvelables dans le système élec- trique. Le projet e-Highway2050 permet de démontrer qu’il existe une méthodo- logie pour préparer le développement du réseau nécessaire pour un mix énergé- tique décarboné. En outre, même si cette question n’est pas approfondie dans la suite, il ne faut pas oublier que la réussite des projets de développement de réseau identifiés nécessitera des mesures d’ac- célération et de facilitation des procé- dures d’obtention des autorisations administratives, et ce dans un contexte d’acceptation des nouvelles infrastruc- tures souvent difficile. Les énergies renouvelables induisent, pour les réseaux électriques, un double changement d’échelle, ce qui exige de nouvelles capacités de transport Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Comment déterminer les investissements clés pour la transition énergétique Par Marie-Pierre Houry1 , Sébastien Lepy1, 2 , Fabian Georges3 , Lucian Balea1 , Gérald Sanchis1 RTE1 , ENTSO-E System Development Committee chairman2 , Elia3 The EU sets ambitious goals for the overall energy supply by 2030 in Europe, and among them a renewable energy target of at least 27 % of final energy consumption. In addition, it sets a long-term goal of reducing greenhouse gas emissions by 80-95 % when compared to 1990 levels by 2050. Thus the European electricity generation fleet will experience a major shift in the next decades with the replace- ment of much of the existing generation capacities, probably located differently and further from load centers, and involving high renewable energy system (RES) development. Variable RES uptake is the major driver for grid development by 2030. This transformation of the generation infrastructure is a challenge for the high voltage grid, which must be adapted accordingly. The 10-year network development plan (TYNDP) that ENTSO-E, the European Network of Transmission System Operators, publishes every two years presents how to develop the power grid in the next 15 years so that it can effectively contribute to achieving the European energy transition. This article describes the TYNDP 2016 key results and gives an overview of the planning methodology issues. Moreover, it reports the main outcomes of the e-Highway2050 project, a proof of concept, supported by the EU Seventh Framework Programme. This project aimed at developing a methodology to support the planning of the Pan-European Transmission Network, focusing on 2030 to 2050. At last, the article points that 45 % RES gene- ration by 2030 is a shift of paradigm for the power systems and that 2030 system operation and market design are still to be invented. ABSTRACT REE N°5/2016 61 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Un premier changement d’échelle, en puissance : une plus grande capacité de production installée La production effective d’électricité dépend principalement pour les éner- gies renouvelables de la disponibilité des ressources primaires (ensoleillement, vent, précipitations) et pour les centrales pilotables de contraintes techniques du type temps de démarrage, actions de maintenance, pannes éventuelles. Les ratios entre la production installée et la production annuelle moyenne sont très différents suivant la filière de production, comme l’illustre la figure 1. Pour une même production moyenne, il faut disposer de plus grandes capacités installées, dès lors que l'on considère des moyens de production éolien ou photo- voltaïque plutôt que des centrales ther- miques. Avec la transformation du mix énergétique, ENTSO-E prévoit au moins un doublement de la capacité de pro- duction installée en Europe en 2030 par rapport à 2005. Un deuxième changement d’échelle, spatial : des variations de production sensibles sur les réseaux sur de très grandes distances Le second changement d’échelle peut être illustré avec une photogra- phie satellite de l’Europe la nuit. Du Nord au Sud, l’Europe devient un mil- lefeuille où alternent les grands foyers de populations (éclairés la nuit, l’arc de Manchester à Milan englobant le Benelux, la Ruhr et le Sud de l’Alle- magne, la région parisienne, le littoral méditerranéen) et de grandes concen- trations de production à base d’énergies renouvelables (en hachuré sur la figure 2, les zones favorables au développe- ment des énergies renouvelables : de l’Irlande à la Baltique, de la Manche à la Champagne, du Portugal à l’Espagne, en passant par les barrages dans les mas- sifs montagneux…). Selon les conditions climatiques, en fonction du vent plus ou moins fort en Espagne ou sur la Mer du Nord, ou selon l’ensoleillement, les bassins de population sont plutôt alimentés depuis le Nord ou le Sud. Ainsi avec les concen- trations prévues d’énergies renouve- lables à l’horizon 2030, les variations de production éolienne dans le Nord ou le Sud de l’Europe pourront atteindre la di- zaine de GW, induisant des variations de flux sur le réseau européen du même ordre de grandeur, sur des distances proches de 1 000 à 2 000 km. Il s’agit d’un changement majeur pour le réseau européen : il y a quelques années le parc de production, majoritairement thermique, était constitué de centrales réparties de manière homogène sur le territoire, avec des puissances en jeu de l’ordre de 1 GW et des distances aux zones de consommation de l’ordre de 100 à 300 km. Le rayon de sensibilité dû à une panne de centrale thermique classique est de 3 à 10 fois plus faible Figure 1 : Ratio puissance installée/productible en moyenne sur l’année pour différents types de moyens de production. Figure 2 : Localisation des gisements d’énergies renouvelables en Europe. 62 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 que celui lié à un aléa sur le vent ou l’ensoleillement. Ce double changement d’échelle, en volume et spatial, est le principal moteur du développement des infrastructures de transport d’électricité en Europe. Le Ten Year Network Deve- lopment Plan (TYNDP) permet d’identifier les besoins en nouvelles infras- tructures de réseau d’ici 2030 Depuis 2010, ENTSO-E établit tous les deux ans le plan de développement du réseau pour les dix à vingt ans à venir (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP). La dernière mise à jour, basée sur des études communes menées par les gestionnaires de réseau, date de fin juin 2016 [1]. Répondant aux exigences de la réglementation CE 714/2009, les objectifs de ce plan sont d’une part de contribuer à la transparence du marché de l’électricité et d’autre part d’aider à la prise de décision aux niveaux régional et européen. Ce rapport et ses annexes régionales présentent les informations de référence complètes concernant les réseaux de transport et les principaux investissements nécessaires à la réalisa- tion des objectifs européens en matière de politique énergétique y sont détaillés. Les visions du TYNDP Le TYNDP 2016 propose quatre scénarios (appelés « Visions ») à l’hori- zon 2030 élaborés pour englober l’en- semble des futurs possibles. Ces visions, construites pour l’ensemble de l’Europe, sont cohérentes et présentent un équi- libre offre/demande raisonnable. Elles se différencient principalement selon deux axes : une plus ou moins grande intégration européenne, avec deux scé- narios “bottom-up” (visions 1 et 3) et “top-down” (visions 2 et 4) ; et une transition énergétique plus ou moins aboutie (figure 3). Selon les visions, la production des énergies renouvelables couvre de 45 à 60 % de la consomma- tion électrique européenne. Les réduc- tions d’émissions de CO2 sont fortement atténuées par rapport au niveau de 1990 dans chacun des scénarios, de -50 % à -90 % pour les visions les plus avancées vis-à-vis de la lutte contre le réchauffement climatique. Les études communes de marché, de réseau et une comparaison harmonisée des coûts et des bénéfices Pour chaque scénario, une étude de marché, prenant en compte les caracté- ristiques de la production (notamment sa fonction de coût) et de la demande (notamment sa dépendance aux condi- tions climatologiques) est réalisée pour déterminer quelle production doit être mise en œuvre pour répondre à la de- mande en électricité à tout instant. Les résultats sont obtenus sous forme de plans de production caractéristiques par pays et d’échanges transfrontaliers types. Les études de réseau permettent d’évaluer si la distribution spatiale pro- duction/consommation d’électricité, cal- culée pour chaque cas issu des études de marché, met en risque la sécurité de fonctionnement du système, avec prise en compte de la règle du N-1 (cette règle exige qu’en cas de défaillance d’un élé- ment du réseau de transport ou d’une unité de production, l’électricité puisse être acheminée par une autre partie du réseau ou fournie depuis une autre unité de production). Le cas échéant, des projets de renforcement de réseau sont testés. Une évaluation coûts-bénéfices des projets est effectuée de manière harmoni- sée pour l’ensemble de l’Europe selon une méthodologie commune [2] pour tous les gestionnaires de réseau de transport. Les résultats de l’ensemble de ces analyses sont publiés. Les chiffres-clé Au total le TYNDP 2016, dans la continuité du plan précédent publié en 2014, identifie près de 150 milliards d’euros d’investissements en infras- tructures européennes de transport. 50 000 km de réseau (nouvelles lignes et aussi renforcements du réseau exis- tant) sont concernés. Cela implique bien sûr des volumes d’investissements conséquents pour les gestionnaires de réseaux, pour autant cela ne représente que 2 % des prix du marché de gros de l’électricité ou encore 1,5 % de la fac- ture totale d’électricité. Environ 80 % de ces projets sont motivés par les éner- gies renouvelables. Les évaluations socio-économiques du plan montrent son impact positif Figure 3 : Réduction des émissions de CO2 selon les visions du TYNDP. REE N°5/2016 63 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 pour l’intégration du marché européen : réduction des prix du marché de gros comprise entre 1,5 et 5 /MWh selon les visions, possibilité d’optimisation de la capacité installée en Europe, diminu- tion du nombre d’heures de conges- tion aux frontières de l’ordre de 40 %. Chaque projet du TYNDP anticipe géné- ralement un remboursement pour la collectivité inférieur à 20 ans, dans des scénarios plutôt conservatifs. Le plan est extrêmement positif pour l’intégration des énergies renou- velables dans le système électrique eu- ropéen : en diminuant les contraintes du réseau, il permet d’éviter de 30 à 90 TWh de délestage de production d’énergies renouvelables, réduisant ce délestage à moins de 1 % de la pro- duction totale. Des améliorations métho- dologiques nécessaires pour aller encore plus loin dans l’intégration massive d’énergies renouvelables Des scénarios contrastés Le contexte de transition énergétique engagé à l’échelle européenne laisse présager des ruptures dans l’évolution future du système électrique. Les ques- tions principales portent sur le rythme de développement et la localisation des énergies renouvelables, l’évolution du prix des énergies primaires et des émissions de CO2 , l’impact des mesures d’efficacité énergétique ou de méca- nismes de gestion de la demande. Le développement du stockage, centra- lisé et décentralisé, ou l’émergence de consommateurs au comportement actif (prosumers) doivent aussi être intégrés dans les analyses. Dans ce contexte plus incertain, il de- vient nécessaire d’explorer un plus grand nombre de scénarios dans les études de développement pour tester la robustesse des stratégies ou identifier les stratégies de moindres regrets pour la société. Des études probabilistes pour prendre davantage en compte l’influence du climat Le système électrique européen sera soumis à un accroissement des aléas et l’influence du climat sera croissante. Pour en tenir compte, il faut élaborer des approches de type Monte-Carlo, simu- lant plusieurs centaines d’occurrences d’une année et basées sur des modèles météorologiques pour exploiter les cor- rélations spatiales, temporelles et entre paramètres climatiques [3]. Une modélisation zonale paneuropéenne Le développement important des in- terconnexions conduit à une influence croissante des échanges transfrontaliers dans les équilibres du système électrique. Les études de développement sont donc davantage coordonnées au niveau euro- péen, basées sur des scénarios cohérents et sur une représentation cohérente des facteurs météorologiques influents. A cette échelle, la représentation zonale des productions, des consommations et des capacités de transport d’électri- cité est privilégiée. Elle offre en effet un compromis adéquat entre une précision géographique suffisante pour identifier les principaux goulots d’étranglement du ré- seau et une dimension calculatoire abor- dable compte-tenu de la combinatoire des scénarios et aléas à explorer. Cette représentation zonale s’avère également justifiée au regard des incertitudes sur les hypothèses prises aux horizons étudiés. Modéliser une centaine de zones pour représenter le continent apparaît suffisant (Cf. projet e-Highway2050). e-Highway2050 : aboutis- sement d’un projet « preuve de concept » Pourquoi le projet e-Highway2050 ? Le projet e-Highway2050 est un projet de recherche financé par la Commission européenne, lancé en 2011 et achevé fin 2015. L’objectif était de mettre au point une méthodo- logie de planification coordonnée du développement du réseau de trans- port européen, en se projetant à une échéance au-delà de celle du TYNDP, à l’horizon 2050 : la Commission européenne souhaitait connaître le réseau nécessaire pour faire face à un mix-énergétique décarboné [4]. L’horizon 2050 représente un véri- table défi compte tenu des grandes incertitudes qui pèsent dans les do- maines technologique, socio-politique et régulatoire. La dimension géogra- phique transeuropéenne est également une particularité de ce projet. Il s’agit d’étudier la pertinence d’autoroutes de l’électricité raccordant les énergies renouvelables concentrées (comme par exemple l’éolien offshore dans le nord de l’Europe et l’énergie solaire dans le sud). L’intégration de ces autoroutes doit être abordée dans tous les domaines à partir d’une approche européenne glo- bale, qui dépasse les cadres nationaux habituels [5]. 38 partenaires européens ont parti- cipé à ce projet, notamment un grand nombre de gestionnaires de réseaux de transport européens (Allemagne, Autriche, Belgique, Danemark, Espagne, France, Grèce, Italie, Pologne, Portugal, République Tchèque, Roumanie, Serbie, Suède, Suisse), des centres de recherche, des universités et des associations européennes de construc- teurs. Le pilotage de l’ensemble de ce consortium a été confié à RTE. Les scénarios du projet La définition des scénarios a consti- tué une étape clé du projet. Cinq scé- narios contrastés de production et de consommation, intégrant différents facteurs économiques, sociétaux, envi- ronnementaux, ont été sélectionnés [6] (figure 4). 64 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Les simulations ont été réalisées avec un partitionnement du territoire européen en 100 “clusters”. Les capa- cités de production des énergies renou- velables et thermiques ont été définies de façon globale, à l’échelle européenne (figure 5), puis distribuées par “cluster” suivant des critères de gisement, d’au- tonomie en énergie des pays, tout en évitant les surcapacités au niveau euro- péen. Cette approche top-down par- tant des objectifs au niveau de l’Europe pour ensuite définir leurs traductions au niveau de chaque pays suppose une coordination accrue entre pays par rap- port aux approches actuelles. La modélisation du réseau Partant du réseau figurant au TYNDP pour l’horizon 2030, le réseau euro- péen, constitué d’environ 8000 nœuds électriques, a été réduit à un réseau de 100 nœuds électriques. Chaque liaison de ce modèle est caractérisée par une impédance et une capacité de trans- fert équivalentes. Le réseau de départ et sa réduction sont représentés sur la figure 6. Les simulations Pour chaque scénario, le système électrique a été simulé en reproduisant le fonctionnement d’un marché parfait, avec une approche probabiliste Monte- Carlo reposant sur 99 années définies au pas horaire. Ces simulations ont été réalisées avec l’outil ANTARES dévelop- pé par RTE [6]. Figure 4 : Les cinq scénarios du projet e-Highway2050. Figure 5 : Les capacités de production en 2050 en Europe, pour les cinq scénarios étudiés (comparées à celles de 2012). Figure 6 : Le réseau existant à 8000 nœuds, à gauche et le réseau de départ du projet e-Hichway2050, à droite, montrant les lignes existantes en gris et les lignes à réaliser d’ici 2030 selon le TYNDP, notamment les corridors traversant l’Allemagne. REE N°5/2016 65 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Les simulations montrent que, quel que soit le scénario en présence, le réseau de 2030 n’est pas adapté aux conditions de 2050 : les congestions de réseau induisent des inefficacités liées à des limitations de production d’énergie renouvelable qui ne peut être évacuée, un recours à des unités de production de secours (par exemple au gaz) ayant un coût et des émissions de CO2 addi- tionnels, voire des rationnements de consommation. Les solutions proposées par le projet e-Highway2050 Pour remédier aux problèmes identi- fiés, le projet s’est concentré sur les so- lutions apportées par le développement du réseau de transport. Le rapport final du projet [7] présente les architectures proposées pour chacun des cinq scéna- rios en fonction de leur rentabilité tech- nico-économique. Malgré la variété des scénarios étudiés, de grands invariants sont apparus. Il s’agit des grands axes Royaume-Uni et Irlande vers l’Espagne en passant par la France ; Scandinavie- Allemagne, Finlande – Pologne en pas- sant par les pays Baltes, Grèce-dorsale Italienne (figure 7). e-Highway2050, prolongement du TYNDP Le projet e-Highway2050 a montré la possibilité de déterminer un réseau de transport européen répondant aux enjeux énergétiques décarbonés sou- haités par l’Union Européenne. Le projet a aussi vérifié la faisabilité d’une transi- tion réaliste pour atteindre les réseaux cibles de 2050 en partant de la vision 2030 du TYNDP : une architecture « mi- nimale » de moindre regret en 2040, commune aux cinq scénarios, a été identifiée (figure 7). Les résultats quantifiés du projet re- posent sur de nombreuses hypothèses fixées au cours de l’étude. Toutefois, la méthodologie reste applicable en cas de révision des hypothèses. En conclusion, un change- ment de paradigme pour le système électrique européen Cet article s’est attaché à montrer la nécessité de développer des infras- tructures de réseau européennes pour assurer la viabilité d’un système électrique avec une très forte propor- tion d’énergies renouvelables. Pour autant, ce réseau plus fort, absolu- ment nécessaire, n’est pas suffisant à lui seul. Revenons quelques instants à la pho- tographie satellite de l’Europe. La pro- duction renouvelable est déjà et sera de plus en plus sujette à de forts mouve- ments d’ensemble. A deux heures près, l’Europe connaît la lumière du jour aux mêmes heures et les panneaux pho- tovoltaïques produisent quasi simulta- nément sur l’ensemble du continent. La production éolienne est également fortement corrélée dans l’Europe du nord. Alors qu’aujourd’hui le système électrique évolue avec des pentes maxi- Figure 7 : (gauche) renforcements communs (l’épaisseur des traits est fonction de la capacité et la couleur indique le nombre de scénarios concernés) ; (droite) architectures de réseau pour 2040, robuste aux cinq scenarios (gris : réseau de départ, violet : renforcements). 66 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 males de l’ordre de 10 GW par heure, il est vraisemblable que demain il sera soumis à des variations de l’ordre de 1GW par minute les jours d’été… : les variations simultanées de ces produc- tions de petite taille mais nombreuses exigeront la mobilisation de nombreux leviers de flexibilité, qu’il s’agisse de moyens de production pilotables, d’effa- cement de consommation, de stockage. Les études en régime statique me- nées dans le cadre du TYNDP ne per- mettent pas de quantifier ces besoins en flexibilité. Elles ne permettent pas non plus de simuler le comportement en fréquence du réseau, mais considèrent que les moyens de production solaires et éoliens disposeront de moyens de contrôle de fréquence et de tension en lieu et place des moyens de production pilotables. Des études complémentaires doivent être menées sur ces sujets. D’autre part, les simulations de mar- ché réalisées représentent le modèle de marché européen actuel, “energy only”, dans lequel tous les moyens de production sont censés être rémunérés au prix marginal. Avec des scénarios allant jusqu’à des taux de pénétration des énergies renouvelables au-delà de 50 %, les actifs de production ne peuvent pas être rémunérés avec cette seule composante énergie. Pour que de telles visions soient réalisables, des mécanismes complémentaires doivent prendre le relais pour financer les in- vestissements de production (subven- tions ou mécanismes de rémunération des capacités). En conséquence, les analyses socio-économiques des pro- jets de réseau actuellement réalisées peuvent être considérées comme conservatives, ne prenant pas en compte l’ensemble de la valeur éco- nomique du système électrique. Et les bénéfices liés à l’optimisation des capacités de production apportés par les projets d’interconnexions ne sont pas intégrés. Autant de travaux com- LES AUTEURS Marie-Pierre Houry est directrice du service d’Etudes de développement du réseau Electrique de RTE. Au sein de RTE, elle a exercé différentes fonctions d’expertise technique et de management dans les domaines du fonctionnement du système électrique, la mise en place des marchés de l’électricité et le déve- loppement des réseaux. Elle est membre senior de la SEE. Sébastien Lepy est actuellement directeur adjoint de la direction des Affaires européennes de RTE. Depuis une quinzaine d’années à RTE, il s’intéresse aux questions de développement et d’économie des réseaux. A partir de 2009, il a piloté la réalisation du TYNDP au sein d’ENTSO-E et depuis juin 2015, il est pré- sident du comité en charge du développement du système d’ENTSO-E. Fabian Georges a rejoint Elia, le gestionnaire de réseau en Belgique, en 2002. Il est actuellement responsable de la section en charge du développement des interconnexions et du réseau 380 kV. Précédemment il a exercé différentes fonctions d’études de réseau, de gestion de portefeuille d’investissement ou de développement du réseau. Il est diplômé ingénieur électricien et en sciences de gestion. Lucian Balea est responsable du pôle Développement système au sein de la - ment aux affaires européennes. Gérald Sanchis est manager du Business Development de RTE. Ingénieur en électrotechnique, il a occupé différentes fonctions de management et d’expertise technique au sein de RTE et d’EnBW en Allemagne. Il est membre éminent du Cigré. Il a coordonné le projet de recherche européen FP7 e-Highway2050. REE N°5/2016 67 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 plémentaires à réaliser, tous ensemble, pour être au rendez-vous de la transi- tion énergétique européenne. Références [1] ENTSO-E,“Ten-YearNetworkDevelop- ment Plan (TYNDP)”, www.entsoe. eu/major-projects/ten-year-network- development-plan. [2] ENTSO-E, “Guideline for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects”, FINAL- Approved by the European Commission, 5 February 2015,www.entsoe.eu/major-projects/ ten-year-network-development-plan/ CBA-Methodology. [3] C. de Montureux, M. Veysseire, S. Farges, B. Delenne, “Using Weather Scenarios for Generation Adequacy Studies: Example of a probabilistic approach for European Countries”, ICEM, 2015. http://icem2015.org/ wp-content/uploads/2015/07/1350_ CecileDeMontureux.pdf [4] European Commission, “A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050”, COM (2011) 112 final, Brussels, 8.3.2011. [5] B.H. Bakken, M. Paun, R. Pestana, G. Sanchis, “e-Highway2050: A Modular Development Plan on Pan-European Electricity Highways System for 2050”, Cigre Lisbon, April 2013. [6] https://antares.rte-france.com [7] Résultats du projet e-Highways2050, Nov 2015, www.e-highways2050.ey/ fileadmin/documents/e_highway2050_ booklet.pdf 68 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction La multiplication des sources de production distribuées avec forte varia- bilité, essentiellement raccordées au réseau public de distribution (RPD), et la progression de nouveaux usages tels que les véhicules électriques (VE), est l’opportunité pour le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) d’évoluer vers un gestionnaire de système local, en intégrant à ses méthodes usuelles de planification, conduite et exploitation des réseaux, de nouveaux leviers repo- sant notamment sur l’activation d’offres de pilotage de puissance fournies par des producteurs décentralisés. Le re- cours à ces ressources décentralisées pourrait par ailleurs être étendu dans le futur à d’autres ressources dispersées (charges, stockage) et inscrit le GRD dans un système électrique global. Ce système implique à chaque instant aussi bien l’équilibre offre-demande (équi- libre entre production et consommation de l’électricité) à la maille européenne (géré pour la France par RTE, le gestion- naire du réseau de transport français) et l’équilibre de la tension, que l’achemi- nement de l’énergie via les réseaux de transport et de distribution (gérés loca- lement par les gestionnaires de réseau). La disponibilité de nouvelles infor- mations et l’instrumentation du réseau constituent par ailleurs des étapes indis- pensables pour accompagner ces trans- formations. Cet article définit les enjeux géné- raux et pose les problématiques euro- péennes, en les illustrant avec le cas du système électrique français. Contexte législatif du déve- loppement du caractère local – Exemple du système électrique français : la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte Repositionnement du rôle du distributeur français En France, la loi du 17 août 2015 re- lative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) affirme le rôle essentiel du réseau de distribution pour la réussite de la transition énergétique. Les enjeux sont multiples : intégration des énergies renouvelables (EnR) avec accélération des raccordements pour les producteurs (article 105) ; raccor- dement de sept millions de bornes de recharge de VE ; appropriation par les usagers de leur consommation d’élec- tricité avec mise à disposition des don- nées de consommation et transmission aux fournisseurs des données en aval du compteur Linky (article 28) ; émergence des nouvelles filières dans le cadre des smart grids avec un rôle essentiel de la distribution pour la définition des péri- mètres d’effacement et les informations à transmettre pour la sécurité du réseau (article168) ; expérimentations territo- riales de flexibilités et de réseaux élec- triques intelligents (articles 199 & 200) ; projets des territoires avec un rôle es- sentiel dans l’émergence des « terri- toires à énergie positive » (article 1) et mission de service public de la donnée à destination des collectivités et de leurs projets (article 179) ; enfin, interaction avec les collectivités pour l’optimisation de l’investissement avec création d’un comité du système de la distribution pu- blique d’électricité examinant les inves- tissements des autorités concédantes et du concessionnaire (article 153), et remplacement d’un des représentants de l’Etat au conseil de surveillance par un représentant des collectivités territo- riales (article 153). Le modèle français dispose déjà d’atouts certains pour faire face à ces évolutions. Compétitivité de son tarif, Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité Marion Delage1 , Florent Cadoux2 , Marc Petit3 Enedis1 , Fondation Grenoble INP2 , CentraleSupelec3 Distribution grids are facing the connection of both more and more variable distributed generation sources and new loads such as electric vehicles. Then distribution grid operators evolve to distribution system operators (DSOs) with new flexibilities (power control of distributed energy sources) to complete their traditional planning and operation tools. In the future, additional distributed resources could be used, such as demand response and storage. DSOs are becoming actors of a global electrical system where power balancing must be ensured at the European level with local constraints (congestion and voltage), and with power flows from transmission to distribution grids but also inside the distribution grid or from distribution to transmission. Sensors and data availability are key issues to enable these transformations. This paper defines some general concerns and present European issues with illustrations from the French elec- trical system. ABSTRACT REE N°5/2016 69 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité solidarité territoriale grâce à la péré- quation, capacité industrielle pour faire émerger les innovations et réaliser des économies d’échelle et enracinement local au plus près des collectivités et des usagers, constituent autant d’acquis lui permettant d’envisager sereinement sa mutation. Cibles à atteindre et échéances Ces objectifs français sont à comparer aux objectifs européens (Tableaux 1 et 2). Les territoires à énergie positive pour la croissance verte (TEPCV) La LTECV pose un principe de contri- bution décentralisée à la transition éner- gétique : les bâtiments et territoires doivent améliorer leurs empreintes envi- ronnementale et énergétique. Elle incite en particulier au développement de « territoires à énergie positive » ou TEPOS c’est-à-dire, selon la loi, de « territoires qui s’engagent dans une démarche per- mettant d’atteindre l’équilibre entre la consommation et la production d’éner- gie à l’échelle locale en réduisant autant que possible les besoins énergétiques et dans le respect des équilibres des sys- tèmes énergétiques nationaux ». Antérieurement à la promulgation de la LTECV, les pouvoirs publics avaient lancé un appel d’offres pour la pro- motion et la labellisation de territoires à énergie positive pour la croissance verte (TEP-CV). 212 territoires ont été déclarés lauréats en février 2015. Ces TEPCV recouvrent des actions initiées par les collectivités dont les domaines varient de l’efficacité énergétique à la biodiversité, en passant par l’éducation. Pour l’électricité, ils couvrent principale- ment la consommation d’énergie des bâtiments (publics et privés) et espaces publics, le développement des EnR, ain- si que la mobilité durable. Qu’il s’agisse de TEP-CV ou de TEPOS, les distributeurs accompagnent les col- lectivités dans la préparation de plans d’action afin de mettre à disposition les données nécessaires aux études d’effi- cacité et de planification énergétiques, rechercher les meilleures solutions pour le réseau et accompagner le développe- ment de la mobilité électrique. Les attentes exprimées dans les ter- ritoires à énergie positive nécessitent de promouvoir des évolutions techniques et réglementaires. Les données de con- sommation et de production nécessaires aux études d’efficacité et de planification énergétiques présentent un potentiel de valorisation dès lors que celles-ci sont mises à disposition des acteurs suscep- tibles de les utiliser. Cette dynamique pourra être accompagnée en conférant à certaines données le statut de don- nées de référence (utilisation fréquente et niveau de qualité essentiel pour un bon usage) et en encourageant la stan- dardisation des flux et la collecte des données. Par ailleurs, la mise en œuvre des TEP-CV et des TEPOS présente l’op- portunité de rechercher les meilleures solutions réseau (minimiser le coût du système électrique pour la collectivité). Ces solutions pourraient notamment passer par l’innovation, mais aussi par l’optimisation des coûts de raccorde- ment au réseau public et l’accompagne- ment du développement de la mobilité électrique (gestion de la recharge cou- plée au réseau (smart-charging), par- kings relais (lieux de covoiturage ou d’auto-partage permettant d’utiliser les VE comme instruments de stockage). Les bâtiments à énergie positive (BEPOS) La notion de bâtiment à énergie po- sitive (BEPOS) est également introduite par la LTECV. Elle doit être précisée par décret. Cependant, dès octobre 2016, les Pouvoirs publics ont mis en ligne un référentiel « Energie-Carbone » pour les bâtiments neufs définissant les notions de bilan BEPOS et de critères BEPOS. Emissions de gaz à effet de serre Divisées par 4 de 1990 à 2050 Consommation énergétique finale Divisée par 2 de 2012 à 2050 Consommation d’énergies fossiles Réduite de 30 % de 2012 à 2030 Part des énergies renouvelables 32 % de la consommation finale brute d’énergie en 2030, et 40 % de la production d’électricité Part du nucléaire Max 50% de la production d’électricité en 2025 avec une capacité de production d’électricité d’origine nucléaire plafonnée à 63,2 GW Parc immobilier 100 % rénové aux normes « bâtiment basse consommation » en 2050 Véhicules électriques 7 millions de points de charge en 2030 Tableau 1 : Cibles et échéances françaises. Emissions de gaz à effet de serre Réduction de 40 % d’ici 2030 par rapport à 1990 (objectif contraignant) Part des renouvelables 27 % de la consommation d’énergie d’ici 2030 (objectif contraignant) Efficacité énergétique 27 % d’ici 2030 (objectif indicatif) Tableau 2 : Cibles et échéances européennes. 70 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Ces critères correspondent à des stan- dards de bâtiments au regard de l’effi- cacité énergétique (kWh/m²), des émissions de gaz à effet de serre (kg CO²/m²) et du recours aux EnR locales. Le réseau public rend plusieurs ser- vices : desserte, garantie de puissance, acheminement de l’énergie et qualité de l’onde. Le BEPOS doit donc à la fois être sobre en énergie mais aussi en ap- pel de puissance aux périodes les plus chargées. Le développement rapide des EnR intermittentes (éolien, photovoltaïque - PV) appelle une flexibilité accrue de la demande. Certains usages du bâtiment sont par nature potentiellement flexibles (eau chaude sanitaire, consommation de chaleur-froid, VE). Le BEPOS doit alors répondre aux enjeux de synchro- nisation production-consommation et être intégré à la gestion de l’équilibre du système électrique. Les grands pro- jets d’aménagement de BEPOS devront prévoir une concertation avec les GRD afin de s’intégrer aux problématiques territoriales. Evolution du TURPE1 : rééquili- brage des parts puissance et énergie La notion de « zone à énergie posi- tive » soulève deux questions forte- ment corrélées. D’abord, comment le distributeur doit-il dimensionner le réseau lorsqu’il alimente un bâtiment, un quartier, voire un territoire à énergie positive ? Ensuite, quels signaux écono- miques relatifs au réseau faut-il trans- mettre aux clients composant une zone à énergie positive ? 1 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’élec- tricité. Ces tarifs sont inclus dans la facture des fournisseurs et définissent les recettes des opérateurs du réseau pour leur permettre l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Ces tarifs sont élaborés par la commission de régulation de l’énergie. Du point de vue de l’usager, il est tentant de considérer qu’une zone à énergie positive étant en partie autosuf- fisante électriquement, elle ferait donc moins appel au réseau public et devrait alors bénéficier d’une moindre facture réseau. Du point de vue du gestionnaire de réseau, le bon sens conduit à consi- dérer les porteurs de risque de désé- quilibre. Par exemple, la consommation nette d’un BEPOS, lorsque ses moyens de production sont à l’arrêt et que ses batteries éventuelles sont vides, n’est pas différente de celle d’un bâtiment normal. Le cas opposé, avec une charge essentiellement nulle et une production élevée, est également plausible et doit être considéré lors du dimensionne- ment du réseau. Sans évolution régle- mentaire, les risques sont concentrés sur le distributeur qui doit prendre en compte les contraintes potentielles de courant et tension sur le réseau au voi- sinage d’une zone à énergie positive, a priori identiques à celles d’une zone ou d’un bâtiment purement consommateur ou producteur. Du point de vue tarifaire, un cas inté- ressant est celui des consommateurs disposant d’un seul compteur et étant facturés en fonction de l’énergie sou- tirée, nette de leur propre production. Ces clients, aujourd’hui peu nombreux en France contrairement à d’autres pays étrangers, sont susceptibles de présen- ter une consommation nette relative- ment faible. Sans dispositif de gestion des appels de puissance en soutirage ou injection non concomitants, et avec une rémunération actuelle du dis- tributeur fonction à 20 % de la puis- sance souscrite et à 80 % de l’énergie consommée, la baisse de la facture liée à l’énergie soutirée accorde au consom- mateur un avantage qui va bien au-delà de la valorisation de la diminution des pertes sur le réseau rendue possible par la production locale. La contribution aux charges de réseau d’un consommateur qui a un bilan énergétique net presque nul peut ainsi devenir très faible. Or si ce consommateur n’a pas de moyen de stockage, il utilise le réseau pour son équilibrage : il injecte dans le réseau s’il consomme peu et il soutire du réseau s’il produit peu. Le réseau doit donc être dimensionné en conséquence. Il apparaît donc que la répartition des parts « puissance » et « énergie » dans la facture est amenée à évoluer et cet exemple montre la nécessité d’une évo- lution des tarifs en ce sens. La situation serait cependant dif- férente si les zones à énergie positive étaient susceptibles de garantir une consommation nette (production nette) différente de celle d’un pur consom- mateur (pur producteur) équivalent. La zone considérée disposerait par exemple d’une régulation interne capable de réduire la consommation en cas de pro- duction locale trop faible (ou réduire la production en cas de consommation locale trop faible). Une réduction du coût d’accès au réseau serait alors légitime. Ce modèle de gestion de la demande et de la production aurait le mérite de la sim- plicité, avec pour contrepartie d’imposer aux usagers un respect strict de leur limite individuelle de production et de consommation. Néanmoins, cette solu- tion est aussi exagérément et inutilement contraignante pour l’usager : si le BEPOS “X” consomme beaucoup et produit peu, il doit s’effacer même si le réseau n’est pas nécessairement en contrainte. Il est possible qu’au même instant, le BEPOS “Y” à proximité, consomme peu et peut- être même produise beaucoup. Il fau- drait alors coordonner les pilotages des modulations de charges entre BEPOS voisins plutôt que de les soumettre à des limites de puissance individuelles. Cette deuxième solution invite à réfléchir aux moyens permettant de coordonner les leviers de flexibilité of- ferts par les différents clients, plutôt que d’imposer à chacun une limite de puis- REE N°5/2016 71 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité sance individuelle : un tel modèle peut s’avérer plus efficace et moins contrai- gnant pour les usagers, mais il introduit une complexité nettement supérieure, notamment au plan de la gouvernance locale. Le GRD, seul acteur capable de détecter l’apparition d’une contrainte sur son réseau et de choisir la réaction appropriée, doit alors coordonner les innombrables leviers de flexibilité indivi- duels en passant par des intermédiaires « agrégateurs ». Le GRD devient “ges- tionnaire de système local”. Nouveaux usages et redé- finition des rôles pour une gestion locale de la distri- bution d’électricité Structure originelle des réseaux de distribution Historiquement, les réseaux publics de distribution d’électricité (RPD) ont été conçus pour acheminer les flux de puissance depuis le réseau de trans- port (auquel sont raccordées les uni- tés de production centralisées) vers les consommateurs. Les postes source HTB-HTA permettent d’alimenter les réseaux moyenne tension (HTA) ali- mentant eux-mêmes la basse tension (BT). Selon leur besoin, les consom- mateurs sont raccordés sur l’un ou l’autre. Les RPD couvrant tout le ter- ritoire (principe de l’accès pour tous à l’électricité), leur étendue est beaucoup plus importante que celle des réseaux publics de transport ou RPT (en France : 1,3 million de km de lignes pour le RPD contre 100 000 km pour le RPT). Enfin, l’étendue de ces réseaux et l’importante superficie couverte ne permettent pas de concevoir des réseaux moyenne et basse tension maillés à des coûts de construction et d’exploitation raison- nables. Les RPD pour les niveaux de ten- sion inférieurs à 50 kV (limite HTA selon la CEI) sont alors exploités selon une topologie radiale depuis les postes de distribution. Dans ces réseaux qui n’ali- mentaient à l’origine que des charges, le point haut de tension se situait au poste électrique puis la tension baissait en fonction des puissances appelées par les charges et de la longueur des lignes. Cette topologie impacte directement les règles de conduite afin d’assurer la fiabi- lité et la sécurité du réseau (respect des contraintes de tension et des niveaux de charge des ouvrages, plan de protection, schémas de reconfiguration). Vers un modèle de planification plus « smart » ? Pour gérer son réseau, l’opérateur de distribution s’appuie surtout sur la phase de dimensionnement du réseau (niveau de tension, section des conducteurs, longueur des lignes) visant à garantir la qualité de fourniture dans un contexte d’évolution de la demande. C’est la stratégie connue sous le nom de “Fit & Forget” : une fois le réseau convenable- ment dimensionné de façon à répondre à un optimum coût-qualité pour la col- lectivité, les usagers consomment ou produisent selon leur bon vouloir dans la limite de la puissance qu’ils ont sous- crite. Hormis en situation dégradée, aucune action n’est requise de leur part pour assurer l’absence de contrainte sur le réseau de distribution. Dans la structure actuelle, les ré- seaux BT ne disposent d’aucun moyen de pilotage. Sur les réseaux HTA, l’opé- rateur dispose de quelques degrés de liberté : le régleur en charge pour maîtri- ser la tension au jeu de barres HTA mal- Figure 1 : Un système électrique plus flexible - Source Enedis. 72 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 gré les fluctuations côté HTB, les bancs de condensateurs HTA pour réduire les chutes de tension dans le transforma- teur et respecter les consignes du ges- tionnaire de réseau de transport (GRT) en matière d’énergie réactive et les interrupteurs de reconfiguration pour optimiser ses schémas d’exploitation. Jusqu’à présent, ces moyens permet- taient de faire face à une faible part de raccordement de sources distribuées. Le raccordement de nouvelles pro- ductions décentralisées accroissant le besoin de renforcement, les leviers “smart” apparaissent comme des solu- tions potentiellement intéressantes (écrêtement par exemple). Le modèle “Fit & Forget”pourrait alors évoluer pour donner une part de plus en plus impor- tante à des adaptations du réseau et de ses flux énergétiques en temps réel (évolution des règles de planification et de la législation, adaptation des outils télécom). Evolution des GRD vers des gestionnaires de système local. Zoom sur le modèle français Le raccordement d’unités de pro- duction sur le RPD pose un certain nombre de problèmes liés à la la structure radiale des réseaux et leur conduite actuelle. Avec une introduc- tion massive de production distribuée et notamment d’EnR, quatre princi- pales difficultés émergent : le jeu de barres vers les extrémités des départs (l’injection de puissance par une installation faisant monter la tension à son point de raccorde- ment). Actuellement, les moyens de réglage dans le poste [1] dont dispose le GRD sont insuffisants pour garantir le respect des limites de tension dans toutes les situations ; - formateurs, les postes de distribution et les lignes ; - tant une remise à jour des plans de protection pour éviter des déclenche- ments intempestifs, voire des non-dé- clenchements [2] ; la production (risque de dégradation de la qualité de l’énergie due aux har- moniques émis par les convertisseurs à électronique de puissance). Dans ce contexte, parvenir à gérer le RPD à un coût optimisé pour la collecti- vité passe par un dimensionnement du réseau reposant sur une approche proba- biliste (la probabilité d’occurrence et l’im- pact des différents cas sont tous deux pris en compte pour déterminer si « statisti- quement » l’investissement est rentable), tirant parti de tous les leviers disponibles et pertinents économiquement (nou- veaux équipements, flexibilités). Les GRD évoluent alors de gestionnaires d’infrastructures vers des gestionnaires de systèmes au cœur d’un environne- ment smart grid. De nouveaux enjeux apparaissent : maîtriser les risques pour le réseau de distribution liés aux évolu- tions du système, faciliter le développe- ment du marché et contribuer à son bon fonctionnement, développer l’intelligence du réseau (capteurs, fonctions avancées de conduite, smarter grid), et utiliser le ré- seau plus intelligemment (smarter use of the grid). En fonction des problématiques et dans le but unique d’optimiser le coût réseau pour la collectivité, le GRD choi- sira alors la meilleure combinaison des trois solutions : renforcer le réseau (da- vantage de postes, départs plus courts, transformateurs et lignes surdimension- nés), investir dans de nouveaux équipe- ments, des systèmes de surveillance et de contrôle commande (transformateurs BT avec régleur en charge, stockage) et, dans une approche plus globale, utiliser les flexibilités apportées par les produc- teurs et les consommateurs dès le choix de l’architecture et le dimensionnement des installations. Les interactions et les échanges d’informations (prévisions de produc- tion et de profil de consommation, dis- ponibilité des flexibilités) devront être renforcés entre GRD et clients dans un cadre régulatoire et dans des modes de valorisation économique, en cours de définition. D’un point de vue opérationnel, les solutions choisies doivent conduire à des mises en œuvre standardisées pour faciliter la formation des équipes tech- niques sur le terrain et dans les centres de conduite. L’application de chacune de ces solutions se fera en revanche de manière ciblée suivant les besoins de la zone. Un “Market Design” position- nant les flexibilités comme le- viers de la gestion décentralisée Au-delà de la gestion de l’équilibre à leur propre niveau, et dans le cadre de la mise en place des nouveaux méca- nismes du marché de gros, les GRD sont présents afin de connaître et d’anticiper l’impact des flexibilités. Ils sont aussi co-constructeurs du marché et facilitent son fonctionnement (Market Enabler). Aujourd’hui en France, plusieurs di- zaines de milliers de sites participent au mécanisme d’ajustement (MA)2 . Les flexibilités des clients présentent un intérêt pour d’autres acteurs du sys- tème électrique (responsables d’équi- libre et GRT notamment). Une forme de concurrence entre les différents utilisa- teurs de flexibilités se fait jour, néces- 2 Le mécanisme d’ajustement (MA) permet à RTE de solliciter des réserves à la hausse ou à la baisse dans le cadre du réglage tertiaire de fréquence. Les acteurs font leurs offres et RTE en sélectionne selon les besoins et par ordre de préséance économique. RTE contractualise aussi de la réserve rapide avec des acteurs avec comme contrepartie l’obligation de sou- mettre leurs offres sur le MA. http://www.rte- france.com/fr/article/marche-d-ajustement ; http://www.cre.fr/reseaux/reseaux-publics-d- electricite/services-systeme-et-mecanisme-d- ajustement REE N°5/2016 73 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité sitant la mise au point de mécanismes d’allocation de cette ressource. Pour le marché de gros et les con- traintes du GRT, la tendance actuelle semble privilégier les mécanismes d’al- location sous forme d’enchères (mar- chés organisés) et l’enjeu économique de la coordination entre consomma- teurs de flexibilité peut être vu comme une question de market design. Or, même si la mise au point des règles de marché correspondantes est déjà bien engagée en France, gardons à l’esprit que les mécanismes existants visent seulement à offrir comme débouché aux fournisseurs de flexibilité le sys- tème électrique global (ou plutôt na- tional). La question de l’allocation des flexibilités entre « gestionnaire de sys- tème global » et « gestionnaire de sys- tème local » reste en suspens, et peut générer d’importantes difficultés. Pour commencer, le gestionnaire de sys- tème local ne pourra évidemment faire utilement usage des flexibilités que s’il en connaît l’emplacement sur le réseau, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. Mais des difficultés plus fondamentales sub- sistent. Si la contrainte gérée est forte- ment localisée (cas d’une surintensité sur un poste de distribution rural), une défaillance des flexibilités mobilisées pourrait conduire à la perte du poste, le niveau de garantie à exiger de la part des fournisseurs de flexibilité est alors a priori plus important que lors d’un in- cident global, puisque le foisonnement est moindre à la maille locale. Un autre exemple, celui de la durée pendant la- quelle le fournisseur de flexibilité s’en- gage à proposer ses services : on peut accepter que l’offre de flexibilité dimi- nue avec le temps dans une certaine zone du réseau où le distributeur en a pourtant besoin pour garantir l’absence de contrainte. Mais cette diminution doit se produire à un rythme suffisam- ment lent pour permettre au distribu- teur de mettre en œuvre une solution alternative. Une certaine permanence de l’offre de flexibilité est donc requise, indépendamment des retraits éven- tuels de fournisseurs de flexibilité et de la consommation de flexibilité des fournisseurs ou du GRT. Combler ce manque est l’enjeu du groupe de tra- vail TSO-DSO (Transmission System Operators – Distribution System Operators ou GRT-GRD) en cours sous l’égide de la Commission européenne. Les nouveaux usages – Le cas du véhicule électrique (VE) Outre la multiplication des sources de production distribuées avec forte variabi- lité (comme les EnR intermittentes), les réseaux de distribution doivent faire face à l’arrivée progressive de nouveaux usages tels que les véhicules électriques (VE). Au-delà de la participation des pro- ducteurs au réglage du réseau, celle des consommateurs est aussi encouragée afin d’exploiter les possibilités de réduc- tion de puissance ou le report de cer- tains usages. Ces nouvelles flexibilités peuvent contribuer autant au maintien de la tension dans les plages réglemen- taires qu’à la levée des contraintes de surcharge. Parmi les nouveaux usages et nou- velles flexibilités, les VE tiennent un rôle particulier. Une recharge mal maî- trisée peut conduire à un renforcement des pointes de consommation et des surcharges de postes. Toutefois, les batteries des VE peuvent être utilisées comme capacités de stockage. Pour des trajets domicile-travail, les besoins énergétiques moyens restent faibles (40 km/j consomment 8 kWh/j né- cessitant moins de 1h30 de charge à 7 kW et moins de 3h sous 3 kW) ce qui offre une marge pour déplacer la charge lorsque la demande est plus faible. Des expérimentations existent déjà [4], [5] pour des services tels que le réglage de fréquence pour lequel un opérateur d’agrégation exploite une flotte de VE en charge ou décharge selon l’évolution de la fréquence. Figure 2 : France - Flexibilités participant au MA par régions – Source Enedis. 74 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Conclusion Le développement des EnR et des nou- veaux usages tels que les VE, ainsi que les efforts croissants d’efficacité énergétique modifieront le mode de vie et rendent nécessaires les adaptations du réseau. Anticiper et accompagner au mieux ces mutations représentent l’enjeu majeur pour les distributeurs qui, pour capter au mieux les spécificités des territoires et leurs évolutions, se doivent d’adopter désormais une approche locale et dynamique. Cette évolution vers une gestion décentralisée du système repose sur Le stockage Le stockage (en particulier les batteries), connaît une forte actualité depuis plusieurs années. Pour le distributeur, l’enjeu est d’évaluer la pertinence tech- nico-économique de cette solution pour résoudre des contraintes de courant et/ou de tension sur le réseau, ou fournir d’autres services plus innovants comme le maintien de l’alimentation de poches isolées (« îlotage »). Du point de vue technique : si le démonstrateur VENTEEA (figure 3) a permis d’illustrer qu’il est possible de piloter de grandes batteries pour lever des contraintes locales (entre autres services), de nombreuses interrogations restent encore en suspens sur la possibilité d’utiliser des batteries plus distri- buées (installées par les clients a priori sans concertation avec le distributeur) pour résoudre efficacement et avec fiabilité ces contraintes. Par ailleurs, le démonstrateur NICEGRID a permis de tester l’îlotage de réseaux de distribu- tion en s’appuyant sur des batteries. Du point de vue économique : chaque réseau de distribution possédant un schéma spécifique, des analyses économiques au cas par cas sont néces- saires ; le stockage doit ainsi être ajouté à la gamme d’alternatives considérées par le gestionnaire pour répondre à un besoin d’évolution du réseau, à la suite par exemple du raccordement de nouveaux utilisateurs. Un suivi régulier des coûts des technologies doit alors être mené. Par ailleurs, une telle batterie pourrait, sur les heures où elle n’est pas sollicitée pour répondre à des besoins locaux, chercher une valorisation sur d’autres marchés (trading d’énergie, de réserves). Assurer une telle cohabitation implique que la batterie ne soit pas la propriété du distributeur, mais qu’il spécifie et achète le service fourni par la batterie possédée par un acteur tiers. L’évaluation et le déploiement de ces modèles d’affaires « multi-services » reste encore actuellement un sujet d’étude et de démonstration [6], [7], [8]. Figure 3 : Batteries du démonstrateur VENTEEA ayant notamment permis de tester une utilisation « multi-services ». LES AUTEURS Florent Cadoux est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de l’Ecole Poly- technique (2006) et d’un doctorat en Mathématiques Appliquées à l’INRIA (2009). Après avoir occupé plusieurs postes dans la recherche académique et industrielle en France et aux Etats-Unis, il est aujourd’hui employé par la Fondation Grenoble INP et responsable de la « chaire in- dustrielle d’excellence Enedis sur les réseaux électriques intelligents » du laboratoire G2Elab, à Grenoble. Marc Petit est ancien élève de l’Ecole normale supérieure de Ca- chan (1993-97), titulaire d’un docto- rat de l’Université Paris-Sud (2002) et d’une habilitation à diriger des recherches (2015). Depuis 2003 il est enseignant-chercheur à Supélec puis CentraleSupélec et responsable de l’équipe de recherche « réseaux électriques » du laboratoire GeePs. Il est aussi cotitulaire de la chaire Armand Peugeot sur l’économie de l’électromobilité (PSA groupe, Cen- traleSupélec et Essec). Marion Delage est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de Supélec (2010) et d’un MSc en Génie Indus- triel à Columbia (2010). Après deux années en gestion de projet sur le site AREVA de La Hague, elle rejoint Enedis en 2012 sur un premier poste opérationnel de chef d’agence Maintenance Exploitation Poste Source avant de rejoindre en 2016 la direction de la stratégie autour des sujets concernant les flexibilités et les systèmes locaux. REE N°5/2016 75 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité une coordination verticale (au sein du système électrique) et horizontale (inter systèmes énergétiques) des différents acteurs, permettant la mutualisation d’autres sources d’énergie à l’échelle locale sans nouveaux risques pour le système électrique. Plusieurs études et expérimentations sont à ce titre en cours de développement par Enedis au sein de démonstrateurs (figure 4) et des TEPCV notamment. Références [1] J.-C. Sabonnadiere, N. Hadjsaid, SmartGrids, Les réseaux électriques intelligents, Hermes, 2012. [2] JL Fraisse, JP Horson, Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects tech- niques, Techniques de l’ingénieur, vol. D4242. [3] Venteea, Projet, http://www.venteea. fr, [En ligne]. [4] Projet Nikola, Danemark., http://www. nikola.droppages.com/, [En ligne]. [5] Université du Delaware, USA, « Le concept vehicle-to-grid : technologie et expérimentation », [En ligne]. Available: http://www1.udel.edu/V2G/ index.htm. [6] Article CIRED, Paper 0375, Enhancing the business model of distributed storage through optimized multi- service operation for TSO DSO and generation owners: The VENTEEA real example. [7] Article CIRED, Paper 0738, The VENTEEA 2MW/1.3MWh battery system: an industrial pilot to demon- strate multi-service operation of sto- rage in distribution grids. [8] Article CIRED, Paper 1356, Analysis of the options to reduce the integration cost of renewable generation in the distribution networks. Part 2: a step towards advanced connection studies taking into account the alternatives to grid reinforcement.. Figure 4 : Cartographie des démonstrateurs dans lesquels Enedis est impliqué – Source Enedis. 76 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction The Ireland and Northern Ireland power system is pursuing ambitious renewable energy (mainly wind gene- ration) targets for 2020. A range of system-wide initiatives are being deve- loped as part of the DS3 (Delivering a Secure, Sustainable Electricity System) programme, and, in particular, a bes- poke suite of ancillary services incenti- vising fast frequency response, dynamic reactive power and ramping margin, and other, (future) system needs. With ap- proximately half of the wind generation connected at distribution level, network development at both distribution and transmission levels is a key challenge for both the transmission system operators (TSO) and distribution system opera- tors (DSO): a wide range of technical options are being examined, including undergrounding, HVDC connection and series compensation, supported by a public and stakeholder engagement programme. The experience gained is highlighted, while also indicating solu- tions and strategies which have been proposed, and ongoing challenges for the future. Island of Ireland power system The island of Ireland has historically consisted of separate power systems in Ireland and Northern Ireland, with the respective transmission and distri- bution networks connected together by one double circuit 275 kV line and two 110 kV transmission lines. As a consequence, interconnecting power flows, individual system reserve poli- cies and wind generation penetration levels, particularly against the possibi- lity of a system separation event, have been of concern. Against this back- ground, the All-Island Grid Study (AIGS) [1] was initiated by the governments of Ireland and N. Ireland to establish the available volume of renewable energy resources on the island, and the eco- nomic and operational impacts for their integration. Subsequent to the report’s release in 2008, the Ireland govern- ment established a target of 40 % of all electrical energy to be provided by renewable sources by 2020, and a si- milar target was later introduced in N. Ireland. Currently, there is 2,500 MW of wind generation connected in Ireland, 1,250 MW of which is connected to the distribution network, while 640 MW of wind capacity is installed in N. Ireland. In 2015, renewable sources, predomi- nantly wind generation, supplied 25 % of the island’s electricity demand. The average windfarm capacity factor was 32.3 %, while the instantaneous wind penetration peaked at 65+ % on occa- sion, mainly during night periods, with excess (wind) power being exported to Great Britain. Figure 1 shows the gradual reduction in system inertia in recent years, as conventional (synchronous) generators are increasingly replaced by non-synchronous (wind) sources. So, for example in 2012, periods of low iner- tia are mostly limited to summer wee- kends and the Christmas break, but by Renewables integration, Par Damian Flynn, Michael Power, Mark O’Malley School of Electrical and Electronic Engineering, University College Dublin, Dublin, Ireland L’Irlande et l’Irlande du Nord poursuivent des objectifs ambitieux pour 2020 en termes d’énergies renouvelables (principalement éolienne). Une gamme d’initiatives à l’échelle du système électrique de l’île a été développée dans le cadre du programme DS3 (Delivering a Secure, Sustainable electricity System) et en particulier un ensemble de services systèmes sur mesure pour permettre notamment une réponse en fréquence rapide, une réponse dynamique en réactif et satisfaire d’autres besoins (futurs) du système. Avec approximative- ment la moitié de la production éolienne raccordée au réseau de distribution, le développement du réseau tant au niveau distribution qu’au niveau transport représente un problème clé pour les opérateurs de réseau : plu- sieurs options techniques ont été étudiées, incluant l’enfouissement des câbles, les lignes à courant continu et la compensation série. L’article décrit l’expérience acquise, les solutions et les stratégies proposées et les défis futurs. ABSTRACT REE N°5/2016 77 Renewables integration, flexibility measures and operational tools for the Ireland and Northern Ireland power system 2015, even winter weekdays can expe- rience low inertia periods. It is anticipated that 6 GW of wind generation is required to meet the 40 % renewable energy target, with the 2010 National Renewable Energy Action Plan for Ireland indicating a strategy based on onshore wind generation, grid expan- sion and the growth of a micro-gene- ration sector. The transmission system operator in Ireland, EirGrid, has deve- loped the Grid 25 plan [3] to upgrade the transmission network for 2025, incorporating additional (wind) gene- ration, predominantly located in more remote parts of the network. In recent years, the generation plant portfolio has evolved significantly, with both a signifi- cant net increase (29.4 %) in installed plant capacity despite plant retirements, and a growing transition towards non- synchronous technologies: 19.4 % (ca- pacity) in 2010, and 42.7 % in 2020. The conventional generators mainly utilise natural gas and coal, with a num- ber of older oil plants due to retire. The majority of gas-fired plants are CCGTs and OCGTs, supported by a small num- ber (350 MW) of peat-based generators employing indigenous fuel. The system also has 220 MW capacity of run of the river hydro, and a single pumped sto- rage station (292 MW). A current-sour- ced converter (CSC) HVDC 500 MW cable links Northern Ireland to Scotland, and a voltage-sourced converter (VSC) HVDC 500 MW cable links Ireland to Wales, with further interconnections to mainland Europe under review. Until 1995, the two systems operated separately, when the 275 kV (AC) inter- connector was re-established, having been out of operation for the previous 20 years. Each system is required to be capable of operating independently, which has encouraged high flexibility in day-to-day operations, even before the emergence of wind generation on both systems. So, for example, certain CCGT and coal-fired plants on the system have been adapted to provide rapid reserve and unit response. Operating as a syn- chronously-isolated island network, the system operators in both parts of the is- land (EirGrid, Ireland, and SONI, Northern Ireland) have always placed great impor- tance on reserve requirements, reliable delivery and performance monitoring of all generating units. Reserve targets are shared in proportion to system size between the two jurisdictions, with de- mand-based sources and the two HVDC interconnectors supporting conventio- nal generation technologies. Alternative (flexibility) sources are also beginning to emerge, including batteries, large-scale flywheels and compressed air energy storage. Reserve policies for loss-of-load (high frequency) events are also under review, particularly for scenarios when one of the HVDC interconnectors is for- ced offline when in export mode, likely to be associated with periods of high wind penetration. The two systems are overseen by separate regulators, but the TSOs form part of one larger group, with EirGrid owning SONI. Similarly, each system has Figure 1: System synchronous inertia levels (2012-2015) – Source: [2]. 78 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 distinct distribution system operators (DSO), although again ESB (Electricity Supply Board) Networks in Ireland is the owner of NIE (N. Ireland Electricity) in N. Ireland. The TSOs have a common aim to achieve consistent planning and operational policies, and, in this regard, a 380 kV (AC) interconnector between the two systems is planned for by 2020. This measure would enable both sys- tems to operate as a single synchronous system, with the restrictions imposed by a single 275 kV interconnection being removed. Impacts of wind generation The 40 % renewables target for 2020, mostly expected to come from wind generation, is bringing a number of challenging issues to the fore: what are the operational and stability limits associated with high penetrations of non- synchronous generation? How can and should generators, and/or other sources, be incentivised to supply flexibility ser- vices to the system? How should the transmission and distribution networks develop to accept more distributed gene- ration sources? What monitoring tools are necessary to control and co-ordinate a power system with an increasing share of (non-synchronous) generation connec- ted to the distribution network? Facilitation of renewables studies Subsequent to the All-Island Grid Study, the Facilitation of Renewables (FOR) studies examined the stability implications of a power system with high penetrations of non-synchronous generation sources, including windfarms and HVDC interconnections [4] [5]. Ten distinct studies were completed, cove- ring transient, small signal, voltage and frequency stability analysis for system non-synchronous penetrations (SNSP) levels up to 100 %. SNSP is defined as the ratio of non-synchronous generation (wind and HVDC imports) to the sum of demand and HVDC exports. Particularly for frequency stability, it was shown that the security of the system could be ad- versely affected for SNSP levels beyond 50 %, assuming only compliance with existing grid code regulations in Ireland and N. Ireland. It was further suggested that a 75 % SNSP level was achievable, subject to enhanced generator perfor- mance monitoring, resolving high rate of change of frequency (RoCoF) protection and stability issues, and other measures. EirGrid and SONI then introduced the DS3 (Delivering a Secure Sustainable Electricity System) programme to deli- ver upon the 75 % SNSP target, consis- ting of 11 workstreams, under the pillars of system performance, system policies and system tools. Wind curtailment and network constraints With rising wind penetration levels, operational and technical limits have increasingly been approached, particu- larly during periods of high wind gene- ration and/or low demand. Active (MW) and reactive (MVAr) power setpoints are regularly sent to windfarms as part of normal procedures, but, curtailment and constraint instructions may also be issued. In Ireland, the term curtail- ment has a specific meaning, referring to the dispatch-down of (wind) gene- ration due to system security, rather than local concerns. Five security limits are specified: operating reserve, inclu- ding high frequency (load rejection) reserve; approaching system stability boundaries (low synchronous inertia, transient stability, etc.); exceeding the SNSP operational limit; steady-state and dynamic voltage control capability; load rise ramping. Most of these limits can be associated with maintaining a minimum number of synchronous (conventional) generators online in strategic locations, with the effect that windfarms may need to reduce their production, particularly at night and/or low demand periods, to maintain system balance. If the HVDC interconnectors are importing power at high levels to Ireland at such times, then the TSOs can enact countertrading arran- gements, which provide a limited ability to reduce imports and hence the require- ment for wind curtailment. If curtailment is required, a hierarchy has been defined, in consultation with the two regulators, regarding which generation technolo- gies are curtailed first: wind generation falls towards the bottom of this list, such that it is the last to be curtailed. Distinct from curtailment, local network issues, e.g. load carrying capacity of individual lines being exceeded, voltage stability limits being approached, line outages (due to maintenance, line upgrades or recent faults), may require the dispatch down of generation, known in Ireland as constraining off. One of the major objectives of the Grid25 programme is to strengthen the network in those critical and constrained locations, such that the number of constraint instructions tends towards zero. In 2015, 5.1 % of the avai- lable wind energy was dispatched down, with approximately 36 % (by energy) due to constraints and 64 % due to curtailments. Of the two actions, curtail- ment instructions occur with much more frequency, particularly in the early mor- ning and mid-afternoon, with constraint instructions being much less dependent on the time of day, being mainly associa- ted with line outages as part of network upgrading and uprating. Generation connection planning and TSO/DSO interactions Given that approximately half of existing and future windfarms are to be connected to the distribution network, strong DSO/TSO interactions are a key component to the planning and opera- tion of the existing and future system. While several areas of mutual interest REE N°5/2016 79 Renewables integration, flexibility measures and operational tools for the Ireland and Northern Ireland power system have been identified, a major focus is on the connection of new installations. Large-scale, i.e. exceeding 0.5 MW, renewable generators, whether connec- ted to the transmission or distribution network, must submit a connection ap- plication through a “gate” process, which closes at a particular time, rather than in- dividual applications being considered in order of submission. Upon gate closure, all viable applications are processed as a single batch, with applications in simi- lar locations grouped together to form specific clusters, to be reviewed col- lectively in detail by the TSO and DSO. The impact on the local network is stu- died, identifying cost-effective strategies to connect the grouped asset to the network. Such measures may include connecting a number of neighbouring windfarms at a higher voltage level [6]. In addition to the above, discussions regularly take place on matters invol- ving the transmission and distribution grid codes, particularly relating to sys- tem frequency and voltage control. The former includes the provision of opera- ting (primary, secondary and tertiary) reserves, and the configuration of swit- chable, distribution-connected loads, activated through frequency sensitive relays. Given the low inertia of the sys- tem, high RoCoF events are of concern, which may lead to mal-operation of anti-islanding protection schemes for embedded (mostly wind) generation. Alternative, locational dependent, pro- tection arrangements are under study. The latter includes management of reactive power, involving co-ordinated control of embedded generators, and appropriate operation of transformers and other network devices. For example, synchronous compensators, formed from existing plants or dedicated new fa- cilities, are being studied for various sys- tem-support roles in defined locations, e.g. voltage support, fault level provision, synchronous inertial source. Data com- munications between the TSO and DSO are also seen as being a key element of real-time operations and long-term plan- ning, e.g. network topology, regional de- mand forecasts, planned maintenance procedures. Increasing periods of curtail- ment and/or network constraints have necessitated the introduction of conges- tion management strategies, including automated load shedding arrangements, and co-ordinated special protection sche- mes (SPS). System-wide initiatives The major conclusion from the AIGS and FOR studies was that the 40 % renewable targets for Ireland were achievable, but only if major technical, economic and environmental chal- lenges were addressed, with success dependent on the full participation and co-operation of all market players and the general public. The location of wind- farms and the routing of new overhead lines represent issues common to many power systems, but public discussion on technical topics such as synchro- nous inertia, anti-islanding protection, voltage stability, reactive compensation, etc. has become necessary to explain and understand operational and plan- ning decisions. Consequently, a range of initiatives have been introduced to identify the best technical and econo- mic solutions to gain consensus on the way forward, and to communicate the decisions made to a range of different audiences. DS3 programme The DS3 (Delivering a Secure, Sus- tainable Electricity System) programme [2] was introduced by EirGrid and SONI to implement those measures necessary to achieve the 2020 renewable targets. While resolving technical issues is at the core of the programme, multi-dimensio- nal factors are recognised (figure 2), in- cluding the design of financial incentives for enhanced plant performance, and the development of operational policies and system tools to increase the reali- sable flexibility from conventional and renewable generation sources [2]. As figure 2 also shows, the SNSP limit was temporarily raised to 55 % in October 2015 for the upcoming winter period, with the change being made perma- nent in early 2016. Similar raised SNSP trial periods are planned for successive years. The capability standards for all ge- nerators are also being updated to make them (relatively) future proof against anticipated flexibility needs. A range of Figure 2: DS3 Operational Planning Outlook. 80 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 stakeholders have been integrated into the programme: regulatory authorities, distribution system operators, conventio- nal and renewable plant owners, govern- mental departments, in both N. Ireland and Ireland. A current focus of the DS3 pro- gramme is the delivery of a bespoke suite of ancillary services for the Irish power system, incorporating individual services such as synchronous inertial response, fast frequency response (si- milar to emulated inertial response in other systems), post-fault active power recovery (enhanced active power fault ride through capability from windfarms), dynamic reactive power and ramping margin (1, 3, 8 hours). With eight new products being introduced, the relative volumes of new and existing ancillary services needed to be defined, parti- cularly at higher SNSP levels. However, with uncertainty as to how the system services market might develop, and the mix of technology providers also affec- ting the availability and requirement for different services, the TSOs considered two potential eventualities: - reby the majority of “new” flexibility comes from existing generators, but with some additional capability from demand side response (DSR), wind- farms and HVDC interconnectors; new technology options become (more widely) available, e.g. batteries and flywheels, supported by a greater contri- bution from interconnectors, and less from wind farms and demand response. The structure and incentive mecha- nisms for the individual services has also received careful attention, with distinct approaches being implemented for the different flexibility products, based on anticipated volumes available, impor- tance to system security, performance and scarcity needs, and the ability to supply multiple (linked) services. Figure 3 illustrates the changing landscape for ancillary services, ranging from present day arrangements (with six products) to the near “flexible DS3” future (with 14 products, new products marked by *). It is intended that the payment pot for the existing services is largely unchan- ged, for the moment, but by 2020, for example, fast frequency response (FFR), fast post-fault active power reco- very (FPFAPR) and dynamic reactive power (DRR) combined would account for 38 % of the total, while existing ser- vices would contribute to less than half of the pot size. Grid 25 Programme Given that the windier regions of Ireland tend to be on the west coast, while the major load centres are on the east and south-west coasts, a natural consequence of higher renewable pe- netrations has been investment in the transmission and distribution systems. Network developments have involved significant public and governmental consultations, which, in some cases, has resulted in major changes to the origi- nally proposed options selected. For example, for the Grid Link project, with the objective of transferring wind power from the South-West to the major loads in the East (Dublin), the installation of a new 380 kV line was rejected in fa- vour of a “regional” option, involving the installation of a new 380 kV cable and introducing series compensation to two existing 380 kV lines. As part of a comprehensive review of network upgrade options, the TSOs investigated the viability of extensive EHV Figure 3: Relative Importance of System Services (a) Current payments, (b) 2016 (DS3) system needs (c) 2020 (DS3) system needs. REE N°5/2016 81 Renewables integration, flexibility measures and operational tools for the Ireland and Northern Ireland power system underground cabling for the combined transmission system of Ireland and N. Ireland [7]. The study addressed three fundamental questions: what is the im- pact on the transmission system of ins- talling significant lengths of underground cables, either individually or in aggregate? Is it feasible to install a 380 kV cable inter- connection, rather than an overhead line, between N. Ireland and Ireland? Is it fea- sible to underground part of the above overhead line interconnection? Reactive power management and assessment of resonance concerns formed a major part of the studies. Ultimately, for the fully undergrounded option, it was concluded that voltage control was best achieved for a 100 % compensated cable, although voltage management issues could be seen during normal operation, light load conditions and with one end of the cable circuit tripped, particularly if some of the reactive compensation was offline. As a further study, the potential role for HVDC schemes on the transmission network was investigated [8], particularly in com- parison to equivalent solutions based around 380 and 220 kV overhead lines. HVDC options were shown to be techni- cally feasible, subject to the protection, telecommunications and control for the HVDC technologies, and their interac- tions with the rest of the system, being sufficiently robust. However, no signifi- cant technical advantages were seen for HVDC over HVAC. Control room operational tools The entire network, incorporating Ireland and N. Ireland, can be ope- rated and controlled by an Energy Management System in either jurisdic- tion. Additional functionality has been introduced to the control room to moni- tor and operate the windfarm portfolio, including WSAT (Wind Secure Level Assessment Tool) and a wind dispatch tool [9]. WSAT provides guidance to the system operator on the stability margin for the system, particularly with increased wind penetration levels. At its heart, the tool comprises TSAT (Transient Stability Assessment Tool) and VSAT (Voltage Stability Assessment Tool) (figure 4) both developed by PowerTech [2]. TSAT evaluates the rotor angle stability for 20 s after a disturbance, while VSAT as- sesses the voltage stability under quasi- steady-state conditions, i.e. 20+ s after a disturbance, once transient effects have decayed, including the activation of remedial action or special protection schemes. Incorporation of a frequency stability assessment tool is also planned. The WSAT stability assessment stu- dies are initiated every half hour based on real-time system snapshots from the EMS. The base case can then be adjusted, by scaling the wind generation in major (50 MW) or minor (20 MW) steps, while also reducing the conven- tional generation output (according to a defined merit order) in order to better define the (wind) stability limit. A simi- lar process can be followed to scale the load in locations susceptible to voltage collapse. For each modified case, the stability is assessed for both N and N-1 conditions, and any breaches indicate the secure wind level for the existing system conditions. The system opera- tor must then evaluate the results, ta- king actions as appropriate, which may involve constraining or curtailing wind generation. Given the high instantaneous SNSP levels at certain times it has also be- come necessary to implement a wind dispatch tool which can control wind- farms in real-time, most importantly Figure 4: (WSAT) Wind Secure Level Assessment Tool. 82 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 during a system contingency, or at other times when system security is threa- tened. Curtailment and constraint ins- tructions can be applied concurrently or separately, based upon the current output (MW) of each windfarm and the required system-wide curtailment and/or constraint volume. Due to the system’s priority dispatch policy, some windfarms are given a higher operatio- nal priority, with curtailment instructions recognising their individual controllabi- lity status. Regional constraints are also automatically applied to neighbouring windfarms. Once normal conditions are re-established, the dispatch tool gradual- ly relaxes the curtailment/constraints on individual windfarms in order to lessen system frequency (step) transients. Generation scheduling The Single Electricity Market (SEM) operates across both N. Ireland and Ireland, as a dual currency, gross man- datory pool energy only market. In pa- rallel, both TSOs implement a reserve constrained unit commitment (RCUC) to determine an indicative operational schedule (IOS) for all generating plant and demand-side units for a 30 hour ahead optimisation horizon. Within the RCUC tool, each power system is reco- gnised as a separate area with distinct system data, wind production forecasts and load forecasts employed. Two independent wind forecasts are used, which are later “blended” together by the TSOs based on system risk levels, system demand levels and previous individual forecaster performance for similar meteorological conditions. When determining the IOS schedule, various operational constraints are considered, including system energy limits, voltage support requirements and regional transmission constraints. The latter are represented through time-dependent, unit-specific generating station limits, known as transmission constraint groups (TCGs), which are based on extensive operational experience. Consequently, generating units are scheduled to res- pect the TCGs, for a congestion-free schedule, without the need to explicitly model the network. The schedule co- optimises energy and reserve (consi- dering primary, secondary, tertiary and negative (high frequency) reserve categories), with the impact of the opti- mised schedule on replacement, subs- titute and contingency reserve targets also considered. Future developments to the RCUC procedures are envisaged, with a revised implementation of the SNSP metric under consideration, recognising that at raised demand levels higher SNSP values may be less onerous (from a sys- tem stability perspective) to the system. Additionally, (minimum) synchronous inertia based constraints are under re- view [10], with an inertia monitor being a first step in that direction to warn the sys- tem operator when online inertia levels are approaching a threshold level. Future initiatives A range of other initiatives are also in progress, with the most important being the introduction of a new elec- tricity market (iSEM - Integrated Single Electricity Market), due to go live in 2017. A comprehensive programme of performance testing is underway for all generating units and interconnectors, dynamic line rating equipment and pha- sor measurement units are being ins- talled for live evaluation, and the new suite of ancillary services, under interim arrangements (to confirm issues such as plant capability and service measu- rability), will contract for services from October 2016, before enduring arran- gements are later obtained. The SNSP upper limit is also due to be raised to 60 % on a trial basis for the 2016/17 winter period. Also, the government of Ireland released a white paper on LES AUTEURS Damian Flynn is an Associate Pro- fessor in Power System Operation and Control at University College Dublin. He received M.Eng. and Ph.D. degrees in Electrical & Electro- nic Engineering at The Queen’s Uni- versity of Belfast in 1991 and 1994, before being appointed as a lecturer in 1995, and later a senior lecturer. In 2009 he joined the Electricity Re- search Centre at UCD. His research interests include power system ana- lysis and control, and the integration of renewable generation into electri- cal networks. Michael Power has B.E. (Electro- nic) and M.Eng.Sc. degrees from UCD. He has over 30 years expe- rience of power system operation with ESB and EirGrid. He joined the Electricity Research Centre (ERC) at UCD in 2009 as a Charles Parsons Award Researcher. He is a Fellow of CIGRÉ, the International Council on Large Electric Systems, and was awarded a CIGRÉ Technical Commit- tee Award in 2004 for contributions to System Control and Operation. He is a senior member of the IEEE. Mark O’Malley received the B.E. and Ph.D. degrees from University College Dublin, Ireland, in 1983 and 1987, respectively. He is a Professor of electrical engineering in Univer- sity College Dublin and is director of the Electricity Research Centre, with research interests in power systems. REE N°5/2016 83 Renewables integration, flexibility measures and operational tools for the Ireland and Northern Ireland power system energy in late 2015, which outlines its vision to transform Ireland’s fossil fuel- based energy sector into a clean, low carbon system by 2050: offshore wind energy, growth of biomass and solar installations, energy storage, and inter- connections to continental Europe are seen as part of this future. An unexpec- ted recent addition to this list is Brexit (will the UK leave the EU, and on what terms?), which may or may not impinge on the operation of the all-island power system... References [1] DCENR and DETI, “All-island grid study,” Department of Enterprise, Trade and Investment (NI) and Department of Communications, Energy and Natural Resources (RoI), January 2008. [2] EirGrid, “Delivering a Secure Sustain- able Electricity System,” [Online]. Available: http://www.eirgridgroup. com/how-the-grid-works/ds3- programme/. [3] EirGrid,“TheGrid-Projects,”[Online]. Available: http://www.eirgridgroup. com/the-grid/projects/. [4] EirGrid and SONI, “Facilitation of Renewables Study,” April 2010. [5] J. O’Sullivan, A. Rogers, D. Flynn, P. Smith, A. Mullane and M. O’Malley, “StudyingtheMaximumInstantaneous Non-Synchronous Generation in an Island System-Frequency Stability Cha-llenges in Ireland,” IEEE Trans- actions on Power Systems, vol. 29, 6, pp. 2943-2951, 2014. [6] P. Smith, P. Cuffe, S. Grimes and T. Hearne, “Ireland’s approach for the connection of large amounts of renewable generation,” in IEEE PES General Meeting, 2010. [7] TEPCO, “Assessment of the Technical Issues Relating to Significant Amounts of EHV Underground Cable in the All-island Electricity Transmission System,” [Online]. Available: http:// www.soni.ltd.uk/media/documents/ Projects/Publications/2-TEPCO- Summary-Report.pdf. [8] TransGrid Solutions, “Investigating the Impact of HVDC Schemes in the Irish Transmission Network, Report R1116.03.04,” [Online]. Available: http://www.eirgridgroup.com/ site-files/library/SONI/documents/ Projects/Publications/3-TRANSGRID- REPORT.pdf. [9] Working Group C2.16, “Challenges in the control centre due to distributed generation and renewables,” in CIGRE Smart Grids: Next Generation Grids for New Energy Trends, Lisbon, 2013. [10] P. Daly, N. Cunniffe and D. Flynn, “Inertia considerations within unit commitment and economic dis- patch for systems with high non- synchronous penetrations,” in IEEE PowerTech, Eindhoven, 2015. 84 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Danish political targets, current status and system challenges The Danish political energy and climate targets fixed in the RES (Renewable Energy Sources) directive require Denmark to reach a 30 % RES share of its total energy consumption in 2020. Besides, Danish national tar- gets aim at windpower production to correspond to 50 % of domestic gross electricity consumption (status in 2015: 42 %). For 2050, the political target is to be free of fossil fuels in the whole ener- gy sector – i.e. including transportation. The major part of variable RES in Denmark is wind energy, the remai- ning power consumption mainly based on biomass, gas and coal fired central power stations and local CHP plants. Some key figures: at the end of 2015, 5,076 MW wind power capacity and 783 MW of solar power capacity were installed in Denmark, with Danish peak load at ~ 6.400 MW and the total elec- tricity consumption at 33.6 TWh. Wind power is split into 3,805 MW onshore and 1.272 MW offshore installations. In 2015, wind power produced 14.1 TWh electricity (9.3 TWh onshore, 4.8 TWh offshore), which made a ~42 % share of the Danish electricity consumption, while solar power produced 0.6 TWh. The high RES level is already today challenging the system e.g. concerning the need for flexibility on the one hand, or by pushing power plants delivering important system services out of the market on the other hand. To fulfill the political ambitions, new arrangements concerning the technical and market design incentivizing flexibility or ancillary services, such as frequency control and voltage control, are needed and current- ly under development. This article gives examples and illustrates the urgency by showing a real dispatch in a windy week. Covering flexibility needs An analysis of the future Danish energy system [1] concluded that wind power will increase by 1.5 to 3 times today’s level until 2035 (figure 1). The detailed analysis of energy use consi- dered all sectors, including heat, trans- port and industry until 2050. The use of electricity (mainly produced by wind, solar and geothermal) is expected to increase until 2035 while the use of natural gas is expected to decrease to about a third of the current level during the same period. Flexibility needs for that future have been investigated, analysing the residual load for different time periods applying 10 years of time series for Denmark and the neighbouring countries’ production and demand [1]. Results showed that flexible demand and vehicle-to-grid provide very useful service in periods shorter than five hours, but that for pe- riods lasting longer than 12 hours, other means, like e.g. exchange with neigh- bours (e.g. Norway or Great Britain) plays an important role, as they might have spare capacity when Denmark is under pressure (figure 2). Thus, especially for short term pe- riods, the market has to ensure the avai- lability of flexibility, i.e. flexibility needs, to get a price reflecting the needs. In this context, demand side management and vehicle-to-grid solutions might be options. Already some years ago, negative prices have been introduced to the day ahead spot markets, in order to release the system during hours of surplus energy. This is also influencing operation of RES, e.g. the latest installed offshore wind farm, which in case of negative spot prices does not receive any compensa- tion. Instead, the owner must pay the The future has come: the 100% RES driven power system is reality Par Antje Orths and Peter Børre Eriksen Energinet.dk, Fredericia, Denmark Le Danemark est le pays ayant le plus important taux de production d’électricité d’origines renouve- lables variables au monde. En 2015, la production éolienne a satisfait environ 42 % de la consom- mation d’électricité du pays. Des défis liés à la flexibilité du système et à la fourniture des services système sont actuellement observés avec des développements récents pour leur faire face. Le système s’est doté de compensa- teurs synchrones et d’une nouvelle ligne HVDC VSC avec la Norvège, avec des fonctions avancées de réglage de tension et de fréquence. Des renforcements des réseaux nationaux ont été opérés. En septembre 2015, pour la première fois le système danois a fonctionné sans aucun groupe synchrone. La stabilité du système a été assurée par la liaison HVDC/VSC DC avec la Norvège et par six compensateurs synchrones. La couverture des réserves a été garantie par des centrales de production combinée et les importations depuis la Norvège. ABSTRACT REE N°5/2016 85 The future has come: the 100% RES driven power system is reality negative spot price for producing, or stop electricity production. Additionally, mar- ket rules allow since November 2011 also for on- and offshore wind power plants to participate in the regulating power market, both for up- and downward regu- lation. Today, usually, wind bids of up to ~700 MW are offered to this market. Preparing for a RES based power system, another element of the Danish TSO’s strategy is to prepare the system by means of technology, i.e. to build a high degree of necessary system support (voltage and frequency services, etc.) into the grid, thereby avoiding must run units for securing the system stability. Recent developments following this strategy have been established (figure 3): - nous compensators (2010-12); (2013-14); Figure 1: Possible Danish energy transition process: production and consumption development for different sectors – Source: Energinet.dk. Figure 2: Maximum need for residual electricity production referring to different time periods - Positive: electricity consumption - Negative: wind, PV power and interruptible consumption - Black line: resulting capacity need – Source: Energinet.dk. Figure 3: Layout of present Danish transmission system including recent developments. Source: Energinet.dk. 86 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 - nector to Norway with advanced sys- tem support capabilities (voltage and frequency) (2014); - sion line in western Denmark. - tions to the Netherlands and to Germany are currently under construction. Operation without central Power plants September 2nd, 2015 was a historical day in Denmark. For the first time, the system was operated without dispatching primary central power stations (figure 4). System stability was ensured by the - tion to Norway and the operation of six synchronous compensators (figure 3). The reserves were procured from local plants (small scale CHPs) and from The resulting dispatch of the Danish system during this September 2015 week was characterized by high va- riability in generation and exchange with neighbouring countries (Norway, Sweden and Germany), with an average of the Danish consumption (figure 4). On the historic Wednesday, September 2nd, wind in some hours covered the whole Danish consumption, which is not unusual, but the system was operated withoutcentralunitsinoperation.Likewise, during the very windy weekend, energy was exported to neighbouring countries. In contrast, on Monday, consumption was covered by import and generation of primary plants and to some extent local plants, as no wind was blowing. As it might be expected, the spot price showed high variations over the week with high prices during low wind hours and low prices during high wind hours and even negative prices for some hours on Sunday (red line in figure 4). As the share of RES continues to increase, weeks like this will occur more often. Thus the Danish TSO Energinet. dk continues to develop and activate – in close collaboration with market par- ticipants, regional TSOs and ENTSO-E – market and technical means to ensure system security for all customers at any time. Reference [1] Energinet.dk, “Energy Concept 2030 – An analysis of concepts and develop- ment paths to sustain a competitive and strong RE-based energy system,” 2015. Figure 4: Week in September 2015 with high flexibility of generation and transmission. Source: Energinet.dk. LES AUTEURS Dr. Antje Orths is a Chief Engineer at Energinet.dk, involved in interna- tional infrastructure development at ENTSO-E and ENTSOG, e.g. the Ten-Year-Network-Development Plans. She is convenor of ENTSO-E’s Regional Group Northern Seas and member of the IEA Task 25 – Wind Integration. Antje Orths holds a PhD in electrical engineering from the OvG.-University Magdeburg, Germa- ny, where she is adjunct professor beside her job in Denmark. She re- ceived her Dipl.-Ing. at the Technical University of Berlin. She is member - thor of numerous scientific papers. Peter Børre Eriksen is a Chief Engineer at Energinet.dk with pre- sent responsibilities within interna- tional cooperation on transmission system development of power and natural gas infrastructure. In addi- tion Peter Eriksen has a long expe- rience as analyst and leader in the field of energy and power market analyses and wind power integration into power systems. He is a mem- ber of SDC (System Development Committee) at ENTSO-E (European network of transmission system operators for electricity) and from 2009-15 he was chair of Nordic Energy Research Top Level Initiative: Large Scale Wind Power. Peter holds a master degree in Engineering from the Technical University of Denmark (DTU). Peter is author of numerous technical papers.