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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Grid Forming Inverter, onduleur formant le réseau

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Un Grid Forming Inverter, en allemand « netzbildender Wechselrichter » (onduleur formant le réseau), est un convertisseur d'électronique de puissance. À son point de raccordement au réseau, il peut fournir une tension électrique avec une fréquence, une amplitude et une phase déterminées. Il ne se contente donc pas de suivre une tension de réseau existante : il constitue lui-même une référence sur laquelle d'autres installations peuvent s'aligner. Il assume ainsi une fonction que, dans les systèmes électriques classiques, les machines synchrones des centrales à charbon, à gaz, hydrauliques et nucléaires remplissaient avant tout.

Un onduleur convertit le courant continu en courant alternatif. Les installations photovoltaïques, les batteries de stockage et de nombreuses éoliennes modernes sont raccordées au réseau électrique par de tels appareils d'électronique de puissance. Pour la conduite du système, il ne suffit pas de savoir combien de kilowatts ou de mégawatts une installation peut injecter. Le comportement électrique du convertisseur compte aussi lorsque la fréquence du réseau fluctue, que la tension s'effondre, qu'un court-circuit survient ou qu'une section du réseau doit être reconstituée après une perturbation.

Distinction par rapport aux onduleurs suiveurs de réseau

La différence essentielle tient à la régulation. Un onduleur suiveur de réseau (Grid Following Inverter) mesure la tension de réseau existante et se synchronise sur elle. Pour cela, il utilise généralement une boucle à verrouillage de phase, en anglais Phase-Locked Loop. Celle-ci détermine à partir du signal du réseau la fréquence actuelle et la phase. Le convertisseur injecte alors un courant adapté à cette tension imposée. En simplifiant, il se comporte comme une source de courant régulée.

Un onduleur suiveur de réseau suppose donc que le réseau dispose déjà d'une référence électrique stable. Dans un réseau interconnecté puissant comportant de nombreuses machines tournantes, cela fonctionne bien. Dans un réseau faible, dans un réseau insulaire ou en présence d'une très forte proportion d'installations raccordées par convertisseurs, cette condition peut faire défaut. Selon le VDE FNN, les installations clients à base de convertisseurs sont, selon l'état actuel de la technique, majoritairement suiveuses de réseau. Elles ont donc besoin de l'inertie instantanée et de la puissance de court-circuit des installations formant le réseau pour fonctionner de manière stable. Si de nombreux appareils suivent une référence que seuls quelques-uns fournissent de façon robuste, la stabilité peut en pâtir.

Les onduleurs formant le réseau se comportent plutôt comme une source de tension régulée derrière une impédance. Ils imposent activement la tension et la fréquence. Leur puissance s'établit en fonction des conditions du réseau et n'est pas ajustée seulement après une mesure. Les concepts de régulation typiques sont la régulation par statisme (droop), la machine synchrone virtuelle et l'inertie virtuelle. Ces méthodes déterminent comment un convertisseur réagit aux variations de puissance, aux écarts de fréquence ou aux fluctuations de tension. Elles ne sont pas automatiquement synonymes de formation du réseau, mais peuvent faire partie d'une régulation formant le réseau.

Cette distinction est importante en pratique. Un onduleur solaire ordinaire ne forme pas le réseau du simple fait qu'il injecte du courant alternatif. Une batterie de stockage n'est pas non plus automatiquement formant le réseau parce qu'elle peut absorber ou délivrer rapidement de la puissance. La capacité à former le réseau résulte seulement de l'interaction entre le matériel, la régulation, le concept de protection, les conditions de raccordement au réseau et la conduite d'exploitation. C'est pourquoi les règlements techniques exigent des essais de mesure, des évaluations par simulation et des certificats.

Fréquence, tension et référence électrique

Dans un réseau à courant alternatif, la tension et la fréquence doivent rester dans des limites étroites. Dans le réseau interconnecté, la fréquence indique si la production et la consommation sont à l'instant en équilibre. Si elle baisse, on consomme plus de puissance qu'on n'en produit. Si elle monte, on produit plus qu'on ne consomme. La tension a un caractère davantage local. Elle dépend notamment des lignes, de la puissance réactive, des transformateurs et de la structure du réseau.

Les machines synchrones fournissent cette référence de manière physique, à savoir par leur masse en rotation et leur couplage électromagnétique au réseau. Lorsque la charge ou la production change, la machine réagit immédiatement : sa vitesse de rotation et sa puissance électrique changent. Cette réaction immédiate s'appelle inertie instantanée (réserve instantanée). Elle amortit la hausse ou la baisse de la fréquence dans les premiers instants après une perturbation. Dans le système conventionnel, elle a longtemps été un sous-produit gratuit, tant que suffisamment de grandes centrales étaient connectées au réseau. Elle se mesure en mégawattsecondes (MWs). Dans le concept d'approvisionnement allemand, la quantité d'une unité résulte de sa puissance active nominale multipliée par une constante de temps de démarrage.

Les convertisseurs n'ont pas de masse volante en rotation directement couplée à la fréquence du réseau. L'énergie présente dans leur circuit intermédiaire à tension continue ne suffit que pour un temps très court. On peut toutefois les réguler de manière à reproduire ou à remplacer fonctionnellement certaines propriétés d'une machine synchrone. Un onduleur formant le réseau se comporte alors comme une source de tension. Il réagit ainsi sans retard perceptible à un déséquilibre de puissance, donc sans devoir d'abord mesurer un gradient de fréquence. Cela le distingue de l'inertie synthétique en version suiveuse de réseau, qui ne réagit qu'à des valeurs mesurées. La condition est toujours qu'une source d'énergie se trouve derrière.

Pour une batterie de stockage, cela est tout à fait possible, car elle peut déplacer de l'énergie dans les deux sens. Pour une installation photovoltaïque, cela dépend de la disponibilité effective d'une puissance solaire suffisante. Alternativement, l'installation peut être exploitée volontairement en dessous de sa puissance possible afin de disposer d'une réserve. Sans réserve, une installation PV peut certes réduire son injection lorsque la fréquence augmente, mais, lorsque la fréquence baisse, elle ne peut pas fournir plus que ce que les modules produisent à cet instant.

Pour le maintien de la tension et la puissance réactive, d'autres conditions s'appliquent. Un onduleur peut fournir de la puissance réactive même avec une faible puissance active, si son électronique de puissance est dimensionnée pour cela. La puissance apparente disponible limite toutefois la quantité de puissance active et réactive qu'il peut délivrer simultanément. Le comportement formant le réseau n'est donc pas une pure question de logiciel. Les semi-conducteurs, le circuit intermédiaire, le refroidissement, la technique de protection et le stockage d'énergie déterminent quelles prestations de stabilisation peuvent réellement être appelées.

Pourquoi les onduleurs formant le réseau gagnent en importance

Le besoin de propriétés formant le réseau croît avec la part de l'énergie éolienne, du photovoltaïque et des batteries de stockage. Ces installations évincent les centrales conventionnelles de la production d'électricité pendant de nombreuses heures. Il y a alors moins de machines synchrones en service, qui fournissent accessoirement de la puissance de court-circuit, de l'inertie instantanée et une référence de tension robuste. Il peut donc y avoir suffisamment d'électricité alors que certaines fonctions de stabilité deviennent rares. Selon le VDE FNN, les plans de développement du réseau pour 2035 et 2037 font état d'un besoin nettement croissant d'inertie instantanée.

Cette différence est souvent négligée dans les débats. La sécurité d'approvisionnement est alors réduite à la question de savoir si l'on produit assez d'énergie. Pour l'exploitation du réseau, il importe pourtant aussi que le système électrique maîtrise les perturbations sur le plan électrique. Un réseau doit supporter les sauts de charge, les défauts de ligne, les défaillances de centrales et les manœuvres de commutation. Cela requiert des réserves de réglage, des concepts de protection, un soutien de tension, une stabilité de fréquence et suffisamment de courant de court-circuit pour que les dispositifs de protection détectent et éliminent les défauts. Les séparations du système sont particulièrement critiques : des sous-réseaux doivent alors soudainement compenser un important déséquilibre de puissance.

Les onduleurs formant le réseau peuvent soutenir plusieurs de ces fonctions :

  • Ils stabilisent la tension dans les zones de réseau faibles.

  • Ils fournissent une réponse de puissance immédiate lors des variations de fréquence.

  • Ils peuvent faire fonctionner des réseaux insulaires.

  • Dotés d'une capacité de démarrage autonome (black start) appropriée, ils peuvent contribuer à la reconstitution du réseau après une panne à grande échelle.

Ils sont particulièrement importants pour les batteries de stockage, car celles-ci régulent rapidement et peuvent déplacer de l'énergie dans les deux sens. Les parcs éoliens, les grandes installations PV et les installations hybrides de production et de stockage peuvent aussi fournir des fonctions de formation du réseau, si elles sont planifiées, testées et certifiées en conséquence. La note du VDE FNN décrit aussi comment des unités existantes suiveuses de réseau peuvent être converties en unités formant le réseau.

L'avantage ne naît cependant pas de la seule installation individuelle. De nombreux appareils formant le réseau doivent coopérer de manière compatible. Lorsque plusieurs convertisseurs d'une même section de réseau influencent la tension et la fréquence, leurs régulations doivent être coordonnées. Sinon, ils peuvent s'entraîner mutuellement dans des oscillations, être trop faiblement amortis ou se déclencher de manière inattendue dans des situations limites. Il en découle une tâche institutionnelle : les gestionnaires de réseau, les fabricants, les exploitants d'installations et les autorités de régulation doivent définir quelles capacités sont exigées, vérifiées, rémunérées et appelées en exploitation.

Comportement en court-circuit, technique de protection et interprétations erronées

Un malentendu fréquent consiste à croire que les onduleurs formant le réseau remplacent entièrement les machines synchrones. Sur le plan fonctionnel, ils peuvent assumer de nombreuses tâches, mais sur le plan physique ils se comportent différemment. Lors d'un court-circuit, une machine synchrone délivre brièvement un multiple de son courant nominal. Ces courants élevés aident les systèmes de protection à détecter les défauts. Les convertisseurs sont limités par leurs semi-conducteurs. Ils ne peuvent fournir des surintensités que dans un cadre étroit et pour une courte durée, typiquement de l'ordre de leur courant nominal jusqu'à un faible multiple de celui-ci. Les régulations modernes peuvent façonner le courant de défaut de manière ciblée, mais la technique de protection doit y être adaptée.

Un deuxième malentendu concerne la vitesse. Les convertisseurs peuvent réagir très rapidement, mais la rapidité seule ne crée pas la stabilité. Une régulation rapide fondée sur de fausses valeurs mesurées, des paramètres inadaptés ou des consignes contradictoires peut même renforcer les instabilités. Ce qui importe n'est donc pas la vitesse de réaction maximale, mais un comportement dynamique adapté au réseau concerné. Cela comprend l'amortissement, la limitation de courant, la priorisation de la puissance active et réactive et le comportement lors des creux de tension. Pour la limitation de courant en particulier, le convertisseur doit, en cas de défaut, conserver autant que possible sa propriété de formation du réseau.

Le terme « inertie virtuelle » est lui aussi souvent employé de façon trop grossière. L'inertie d'une machine synchrone provient de l'énergie cinétique stockée. Un convertisseur peut reproduire une réponse en fréquence similaire. Pour cela, il lui faut toutefois de l'énergie disponible et une régulation qui libère ou absorbe cette énergie au bon moment. Une batterie peut le faire, tant que l'état de charge et l'électronique de puissance le permettent. C'est pourquoi le concept d'approvisionnement allemand exige que les stockages puissent effectivement restituer au moins la quantité d'inertie instantanée contractuellement promise.

État de la réglementation en Allemagne et dans l'UE

Allemagne : par la décision BK6-23-010 du 22 avril 2025, la Bundesnetzagentur a établi que les gestionnaires de réseau de transport doivent s'approvisionner en inertie instantanée de manière obligatoire et par des mécanismes de marché. La base juridique est l'article 12h EnWG. Parallèlement, l'autorité a supprimé l'exception à l'approvisionnement par le marché qu'elle avait fixée en décembre 2020. La décision comporte un concept d'approvisionnement avec définition du produit, système de contractualisation et obligations de justification. Pour les exigences techniques, elle renvoie à la note du VDE FNN sur les propriétés formant le réseau.

Le VDE FNN a publié cette note le 15 mai 2025 en version 2.0 finale. Elle régit les exigences et les justificatifs pour les unités formant le réseau dans les niveaux de réseau 1 à 5, c'est-à-dire du réseau de très haute tension jusqu'à la transformation vers la moyenne tension. Elle s'applique aux unités de production, aux unités combinées de production et de stockage, aux stockages et aux unités de soutirage réglables. Avec une feuille complémentaire à la FGW TR8, elle constitue la base de la certification.

Le 22 janvier 2026, les quatre gestionnaires de réseau de transport allemands ont lancé l'approvisionnement par le marché. Au démarrage, un système à prix fixe s'applique. Selon les gestionnaires de réseau, ce sont surtout des installations à base de convertisseurs comme les batteries de stockage, mais aussi des installations éoliennes et solaires, qui doivent fournir de l'inertie instantanée, lorsqu'elles sont conçues pour former le réseau. L'inertie instantanée est ainsi en Allemagne un service système rémunéré. Les capacités de formation du réseau ont de ce fait, pour la première fois, une valeur de marché directe.

UE : le code de réseau en vigueur pour le raccordement des producteurs d'électricité (règlement (UE) 2016/631, NC RfG) est en cours de révision. Selon l'ENTSO-E, le projet « NC RfG 2.0 » contient pour la première fois des exigences de formation du réseau pour les modules de production d'électricité et de stockage non synchrones. Elles sont formulées comme des exigences non exhaustives, que les États membres et les gestionnaires de réseau précisent au niveau national. En novembre 2025, l'ENTSO-E a publié à ce sujet un rapport technique non contraignant (phase II). Il doit servir de base à un futur document d'orientation pour la mise en œuvre.

La Commission européenne a soumis le projet de règlement révisé à une consultation publique le 8 juillet 2026, laquelle a couru jusqu'au 25 août 2026. Tant que l'acte juridique n'est pas adopté et transposé au niveau national, le droit de l'UE ne prévoit aucune obligation générale de conception formant le réseau pour les nouvelles installations. Les seuils, les types d'installations et les délais transitoires ne sont donc pas encore définitivement arrêtés.

Marché, raccordement au réseau et services système

Les marchés de l'électricité rémunèrent surtout l'énergie en mégawattheures et, en partie, la puissance garantie ou l'énergie de réglage. La stabilité du réseau repose toutefois aussi sur des propriétés qui n'apparaissent pas comme une quantité d'énergie : inertie instantanée, soutien de tension, capacité de démarrage autonome, stabilisation dynamique et comportement en cas de défaut. Le marché allemand de l'inertie instantanée reflète désormais l'une de ces propriétés. D'autres, par exemple la puissance de court-circuit ou le comportement en parallèle avec d'autres installations formant le réseau, ne sont jusqu'ici saisies par le marché que partiellement, voire pas du tout.

Lorsque de telles capacités deviennent techniquement nécessaires, elles doivent être décrites concrètement dans les règles de raccordement au réseau, les appels d'offres ou les marchés de services système. La simple exigence d'un « comportement formant le réseau » ne suffit pas. Seuls des questions et des paramètres concrets sont vérifiables :

  • Quelle tension le convertisseur peut-il maintenir ?

  • Comment réagit-il à une variation de fréquence ?

  • Quelle limitation de courant s'applique en cas de défaut ?

  • Peut-il démarrer sans réseau existant ?

  • Comment se comporte-t-il en parallèle avec d'autres installations formant le réseau ?

  • Quelle communication est nécessaire, et quelles fonctions doivent rester disponibles localement même sans communication ?

Les responsabilités ne sont pas triviales à cet égard. Les gestionnaires de réseau de transport sont responsables de la stabilité de l'ensemble du système et du maintien de la fréquence. C'est pourquoi ils s'approvisionnent aussi en inertie instantanée, car les écarts de fréquence agissent à l'échelle du système. Les gestionnaires de réseau de distribution doivent maîtriser les problèmes de tension locaux, les congestions du réseau et les concepts de protection. Les exploitants d'installations investissent dans le matériel et la régulation, mais n'ont une incitation à le faire que si la prestation est exigée ou rémunérée. Les fabricants ont besoin de normes techniques uniformes, afin que les appareils n'aient pas à être reconçus pour chaque gestionnaire de réseau. Des conflits surgissent là où la possibilité technique, la règle de marché et la compétence politique divergent.

Rôle dans le système électrique dominé par les convertisseurs

Un système électrique alimenté majoritairement par des convertisseurs peut être exploité de manière stable si les propriétés du système conventionnel, jusque-là tacitement présentes, sont expressément planifiées. Les onduleurs formant le réseau en sont un outil central, mais non une panacée. Ils agissent de concert avec le développement du réseau, la technique de protection, les réserves de réglage, les stockages, la flexibilité de la charge, les générateurs synchrones, les compensateurs synchrones rotatifs et des règles d'exploitation adaptées.

Le terme rend visible un déplacement : la production d'électricité et la stabilité du réseau ne coïncident plus automatiquement dans la même installation. Un parc éolien peut fournir de l'énergie sans fournir toutes les fonctions de stabilité. Une batterie de stockage peut soutenir la stabilité même si, sur la journée, elle fournit nette peu d'énergie. Un gestionnaire de réseau peut avoir besoin d'un maintien de tension local bien qu'il n'y ait pas de pénurie d'énergie sur le marché de l'électricité. Les installations sont ainsi évaluées moins selon leur quantité injectée et davantage selon leur fonction électrique dans le réseau.

Un onduleur formant le réseau n'est donc pas simplement un onduleur plus performant. C'est un équipement qui peut assumer une fonction de référence dans le système électrique. Son importance réside dans le soutien actif de la tension et de la fréquence dans des conditions définies, sans se reposer entièrement sur une tension de réseau stable existante. Qu'il remplisse ce rôle dépend de la conception concrète, de la régulation, des essais et de l'intégration dans l'exploitation du réseau.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05

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