Les systèmes d’énergie modernes nécessitent des solutions de plus en plus sophistiquées pour réguler la fréquence du réseau électrique. Les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) se révèlent aujourd’hui être une technologie centrale pour préserver la stabilité et la fiabilité du réseau. La grande réactivité des solutions BESS, qui absorbent ou libèrent l’énergie en 100 à 500 millisecondes, constitue une avancée significative pour les technologies de régulation de la fréquence et révolutionne l’approche de la stabilisation du réseau.
L’intégration de centrales électriques virtuelles (VPP), parallèlement aux solutions BESS, a ouvert la voie à de nouvelles opportunités d’amélioration des services liés à la régulation de la fréquence, en particulier au niveau de la fourniture de la réserve de confinement de fréquence (FCR, Frequency Containment Reserve) et de la réponse en fréquence rapide (FFR, Fast Frequency Response). Ces services deviennent de plus en plus importants à mesure que les systèmes d’énergie évoluent pour s’adapter à la diversité et à la distribution accrues des sources d’alimentation.
Si les centrales électriques conventionnelles continuent de fournir les FCR sur demande des opérateurs de systèmes de transmission (TSO), leurs temps de réponse plus longs que ceux des BESS et des VPP soulignent la nécessité toujours plus forte d’intégrer des technologies de régulation de fréquence plus avancées dans les systèmes électriques actuels.
L’avenir de la régulation de fréquence réside dans l’intégration stratégique de ces technologies complémentaires. Par ailleurs, des études montrent qu’il existe de plus en plus de possibilités d’intégrer des VPP dans les services système au-delà de la FCR, ouvrant ainsi un nouveau chapitre dans l’évolution de la gestion de la stabilité du réseau électrique.
Qu’est-ce qui détermine la stabilité de la fréquence des systèmes électriques ?
La stabilité de la fréquence des systèmes électriques repose sur le maintien d’un équilibre délicat entre la production et la consommation d’électricité. L’énergie cinétique emmagasinée dans les machines synchrones joue un rôle fondamental de tampon naturel contre les fluctuations de fréquence en absorbant ou en fournissant l’énergie durant les déséquilibres.
L’intégration croissante de sources d’énergie renouvelable fait apparaître de nouveaux défis pour la stabilité du réseau. En effet, la variabilité inhérente et la dépendance à la météo de ces sources ont un impact significatif sur les approches traditionnelles de la gestion de la fréquence. La production d’énergies solaire et éolienne, intermittente et moins prévisible, engendre des fluctuations plus fréquentes de l’alimentation, fluctuations que le réseau doit gérer. Parallèlement, l’électrification rapide des modes de consommation d’énergie, due notamment à l’adoption généralisée des véhicules électriques et des pompes à chaleur pour la climatisation des bâtiments, ainsi qu’à la croissance exponentielle des centres de données alimentés par l’IA, rend la demande en électricité de plus en plus volatile et de moins en moins prévisible. Cette double transformation des dynamiques de l’offre et de la demande exerce une pression sans précédent sur les systèmes de régulation de la fréquence du réseau. La diminution de l’inertie du réseau due aux sources d’énergie renouvelable, combinée à ces nouveaux modes de consommation, force à recourir à des mécanismes de contrôle plus sophistiqués et réactifs, ainsi qu’à des méthodes innovantes pour garantir la stabilité du réseau.
Le rôle majeur de la FCR dans le contrôle du réseau
La FCR représente la première ligne de défense du réseau électrique contre les déséquilibres électriques. C’est en quelque sorte un stabilisateur automatique qui s’active en quelques secondes lorsqu’il y a un surplus ou un manque d’électricité sur le réseau. Tout comme un thermostat maintient une température constante dans votre maison, la FCR maintient une fréquence électrique constante de 50 Hz (cycles par seconde) à travers le réseau électrique. Lorsqu’un événement inattendu se produit (arrêt soudain d’une centrale électrique ou démarrage d’une grande usine, par exemple), les fournisseurs de FCR ajustent automatiquement leur production d’électricité à la hausse ou à la baisse pour maintenir la stabilité du réseau, évitant des coupures de courant et un endommagement des équipements potentiels. Ce service crucial est assuré par diverses sources d’alimentation, y compris des centrales électriques traditionnelles, des systèmes de stockage d’énergie par batterie et même de plus petits groupes de générateurs d’énergie fonctionnant ensemble. La FCR est le principal mécanisme de défense contre les variations de fréquence du réseau, réagissant automatiquement en quelques secondes pour rétablir l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Lorsque la fréquence s’écarte de la fréquence standard de 50 Hz (en Europe ; 60 Hz aux États-Unis), les fournisseurs de FCR mesurent ces variations de manière indépendante et procèdent à des ajustements rapides de la puissance pour stabiliser le système.
Les fournisseurs de FCR doivent maintenir leur capacité d’activation pendant au moins 30 minutes afin de maintenir la stabilité du réseau en conditions normales de fonctionnement et en cas de perturbation. Les règles régionales peuvent différer : dans les pays nordiques (Suède, Finlande, Norvège et Danemark), les FCR sont clairement divisées en FCR-N (pour les écarts normaux de ±0,1 Hz) et FCR-D (pour les perturbations en dehors de cette plage), ce qui permet un contrôle plus précis des écarts de fréquence. En revanche, les pays d’Europe de l’Ouest, comme l’Allemagne et la France, utilisent généralement un produit FCR symétrique, souvent appelé contrôle de fréquence primaire, qui ne fait pas de distinction entre les conditions normales et les conditions de perturbation. Ces différences s’étendent également aux règles de participation au marché, y compris en ce qui concerne la taille minimale des offres, les seuils d’activation et les critères de préqualification, qui varient selon les pays et les TSO.
Les systèmes électriques modernes nécessitent environ 3 000 MW de capacité FCR dans la zone synchrone de l’Europe continentale pour assurer un fonctionnement fiable. Cette puissance de réserve, qui équivaut à plus de trois grandes centrales nucléaires, montre l’échelle nécessaire à atteindre pour un contrôle efficace de la fréquence dans les réseaux électriques modernes. De plus, comme l’Europe installe de plus en plus de sources d’énergie renouvelable, la flexibilité des réseaux électriques et la réactivité face aux variations de fréquence nécessaires augmentent de jour en jour.
En 1891, l’entreprise allemande AEG construit la toute première usine de production d’énergie en Europe. Elle opte pour une fréquence de 50 Hz, car cette valeur s’accorde mieux avec le système métrique, contrairement à la norme américaine de 60 Hz.
AEG détenant à l’époque un quasi-monopole, la norme s’étend à travers l’Europe.
- En 1900, la plupart des fabricants européens suivent la norme de 50 Hz pour la fréquence des nouvelles installations.
- En 1902, l’association allemande Verband der Elektrotechnik (VDE) recommande officiellement 50 Hz comme l’une des deux fréquences standard.
- En 1904, la Grande-Bretagne a déjà fait de la valeur de 50 Hz sa fréquence standard.
Après avoir constaté des problèmes de papillotement à 40 Hz lors de la transmission d’électricité entre Lauffen et Francfort en 1891, les ingénieurs ont déterminé que la fréquence de 50 Hz offrait plusieurs avantages :
- des performances acceptables pour les lampes avec un papillotement visible minimal ;
- un fonctionnement efficace des transformateurs et des motrices électriques ;
- une transmission d’énergie raisonnable sur de longues distances.
Les fabricants européens ont conçu leurs équipements en 50 Hz, créant ainsi une norme qui s’est auto-renforcée à mesure que de nouveaux pays adoptaient cette fréquence pour être compatibles avec les infrastructures existantes.
Cette standardisation précoce et délibérée a façonné l’infrastructure électrique en Europe pendant plus d’un siècle. Résultat, tout changement était économiquement et techniquement impossible, malgré la norme nord-américaine différente de 60 Hz.
La fréquence standard de 50 Hz à travers les réseaux électriques britanniques et européens constitue la clé de voûte de la synchronisation des systèmes électriques. Cette fréquence est devenue la base de la distribution d’énergie lors du développement des premiers réseaux électriques, les ingénieurs européens choisissant cette fréquence spécifique pour des performances optimales des transformateurs et des motrices électriques.
Au Royaume-Uni, le réseau électrique national a maintenu cette fréquence dans une plage de fonctionnement stricte de 49,8 Hz à 50,2 Hz, garantissant ainsi la fiabilité du fonctionnement de tous les appareils et équipements raccordés. Ce contrôle précis nécessite des systèmes de surveillance sophistiqués ainsi qu’une grande réactivité sur l’ensemble du réseau de transmission national ou européen interconnecté.
En outre, la norme unifiée de 50 Hz s’est avérée particulièrement bénéfique pour les échanges transfrontaliers d’électricité au sein du système ENTSO-E, permettant une intégration parfaite de différentes sources de production d’électricité tout en maintenant une fréquence cohérente sur de longues distances. Cette normalisation permet d’améliorer la flexibilité du réseau et facilite l’intégration croissante d’énergie solaire et d’autres sources d’énergie renouvelable.
Méthodes avancées de rétablissement de la fréquence
Les réseaux électriques appliquent plusieurs techniques de rétablissement de la fréquence, selon une approche multiniveau. La réponse en fréquence rapide (FFR) constitue la première ligne de défense. Ce mécanisme réagit dans les deux premières secondes pour stopper les écarts soudains de fréquence. Cette réactivité est particulièrement cruciale dans les systèmes modernes, caractérisés par une inertie faible. La deuxième ligne de défense est la FCR, qui transmet la puissance et l’énergie dans les secondes suivantes pour stabiliser les écarts de fréquence initiaux. L’étape suivante implique des réserves automatiques de rétablissement de la fréquence (aFRR), qui interviennent dans les cinq premières minutes pour normaliser les niveaux de fréquence.
En dernier lieu, et afin de gérer durablement la fréquence, la réserve manuelle de rétablissement de la fréquence (mFRR) répond en moins de 12,5 minutes, lorsque les réserves FCR et aFRR ont atteint leurs limites. Ce système coordonné garantit un haut niveau de stabilité de la fréquence, même en cas de demande d’énergie forte ou de fluctuations de la production.
Des systèmes de surveillance du réseau suivent les variations de la fréquence en plusieurs points, ce qui permet aux opérateurs du système de déployer ces méthodes de rétablissement avec précision. L’intégration de ces méthodes s’est avérée particulièrement efficace dans les régions présentant un fort taux de pénétration des énergies renouvelables, où les fluctuations de la fréquence exigent une meilleure réactivité.
Solutions BESS, pour une réponse en fréquence rapide
Les solutions BESS réagissent en quelques centaines de millisecondes aux fluctuations de la fréquence du réseau, ce qui en fait une solution idéale pour maintenir la stabilité de la puissance. L’intérêt de ces systèmes réside dans le fait qu’ils peuvent basculer avec une fluidité presque parfaite entre les modes de charge et de décharge pour absorber l’excès d’énergie ou fournir davantage de puissance si nécessaire.
La mise en œuvre de stratégies de contrôle des solutions BESS vise à maintenir un état de charge optimal tout en minimisant le vieillissement de la batterie, et ce grâce à des algorithmes sophistiqués de gestion de l’alimentation, exactement comme le fait notre solution BESS, SUNSYS HES XXL. Cette approche garantit des performances constantes, tant en fonctionnement normal qu’en cas d’incident de fréquence critique.
Les opérateurs système peuvent utiliser les fonctionnalités des solutions BESS pour gérer les grandes étapes de charge sans nuire à la stabilité, permettant ainsi une précision du contrôle de la fréquence que les systèmes classiques peuvent difficilement égaler. Ces performances se sont avérées particulièrement précieuses dans les réseaux avec un fort taux de pénétration des énergies renouvelables, dans lesquels des variations rapides de la fréquence exigent une réponse immédiate en raison de la faible inertie des installations motorisées rotatives classiques de production d’électricité.
Centrales électriques virtuelles pour la gestion de la fréquence
Les propriétaires de solutions BESS peuvent monétiser leurs investissements grâce à une double source de revenus dans les marchés de la régulation de fréquence. Première source de revenus : les paiements pour capacité. Ici, les propriétaires participent à des enchères quotidiennes organisées par les TSO, qui mettent aux enchères de la capacité batterie par blocs de quatre heures. Lorsqu’une enchère est remportée, un montant fixe est perçu pour maintenir la réactivité face aux événements de variation de la fréquence et ce, quel que soit le service effectivement appelé. Par exemple, dans le cas de l’initiative de coopération FCR, qui couvre plusieurs pays européens, ces enchères ont lieu tous les jours à 8 h du matin (CET) pour fourniture le lendemain. Deuxième source de revenus : les transactions énergétiques elles-mêmes durant les événements de variation de la fréquence. Ici, les propriétaires de solutions BESS sont payés pour l’énergie absorbée ou injectée dans le réseau, à des taux prédéfinis. Pour bénéficier de ces avantages, les propriétaires de solutions BESS doivent d’abord suivre une procédure de préqualification rigoureuse auprès de leur TSO ou DSO (opérateur de réseau de distribution) local qui vise à démontrer la capacité de leur système à répondre en quelques millisecondes aux écarts de fréquence et à maintenir cette réponse pendant la durée requise, généralement 30 minutes pour les services FCR. Le non-respect de ces exigences de performance lors d’événements réels sur le réseau peut entraîner une réduction des paiements, voire une exclusion des futurs appels d’offres.
Des applications concrètes démontrent les avantages tangibles de ces technologies. Par exemple, une solution BESS de 1 MVA/1 MWh installée en 2024 en Suède pour fournir des services de régulation de fréquence aux opérateurs de réseau a pu générer environ 150 000 euros par an via les enchères de régulation de fréquence, avec un retour sur investissement en 2 à 3 ans. Ces chiffres montrent la viabilité économique des solutions modernes de régulation de fréquence sur certains marchés.
Conclusion : L’avenir des solutions BESS dans la régulation de la fréquence du réseau
Les solutions BESS constituent une solution technique idéale pour la régulation de la fréquence du réseau. En effet, ils se caractérisent par une réactivité inégalée de l’ordre de 100 à 500 millisecondes, ainsi que par leur capacité à absorber et injecter de la puissance au besoin. Elles sont donc particulièrement efficaces pour maintenir la fréquence critique de 50 Hz (pour les réseaux européens ; 60 Hz en Amérique du Nord) sur les réseaux électriques.
En ce qui concerne les propriétaires de solutions BESS, les services de régulation de la fréquence ont historiquement constitué des sources de revenus non négligeables, que ce soit via le paiement de capacités ou via les transactions énergétiques. Ce modèle à double source de revenus, associé à la demande croissante de services de stabilisation du réseau, explique pourquoi la régulation de la fréquence est devenue un marché attractif pour les investissements dans le stockage d’énergie.
Toutefois, le déploiement de solutions BESS sur les marchés britanniques, suédois et du Benelux fait apparaître une question cruciale : Comment les propriétaires d’actifs vont-ils adapter leurs stratégies de revenus face à la saturation des marchés de régulation de la fréquence ? Les données actuelles montrent une baisse des prix pouvant atteindre 80 % pour certains services de réponse en cas de variation de la fréquence et ce, en raison de l’intensification de la concurrence. Les parties prenantes doivent donc soigneusement envisager de diversifier leurs sources de revenus au-delà des services traditionnels de régulation de la fréquence. L’arbitrage énergétique, le marché de capacité ou les services émergents liés au réseau pourraient-ils constituer la prochaine frontière de la création de valeur pour les solutions BESS ?