Maintien de la fréquence · Glossaire

Le maintien de la fréquence désigne les mesures techniques, opérationnelles et de marché permettant de maintenir la fréquence du réseau d'un système à courant alternatif proche de sa valeur de consigne. Dans le réseau interconnecté d'Europe continentale, cette valeur nominale est de 50 hertz. La fréquence indique si la production et la consommation sont à chaque instant en équilibre. Si l'on soutire plus de puissance électrique qu'il n'en est injecté, la fréquence baisse. Si l'on injecte plus que l'on ne consomme, elle augmente.

L'unité hertz indique le nombre d'oscillations par seconde. À 50 hertz, la tension et le courant parcourent 50 périodes complètes par seconde. Comme chaque période comporte deux passages par zéro, la polarité change 100 fois par seconde et non 50 fois, comme on le lit souvent. Pour les consommateurs individuels, ce chiffre reste le plus souvent invisible, mais pour l'exploitation du réseau, c'est une grandeur de conduite centrale. Contrairement à la tension, la fréquence est, dans un réseau interconnecté de manière synchrone, en grande partie une grandeur commune à tout le système. Le droit européen part donc du principe que les mesures effectuées dans l'ensemble de la zone synchrone donnent, en quelques secondes, quasiment la même valeur. Une perturbation dans une partie de l'interconnexion n'agit donc pas seulement sur place, mais modifie l'équilibre de l'ensemble du système couplé de manière synchrone.

Le maintien de la fréquence n'est pas un simple réglage fin. Des écarts plus importants peuvent déclencher des systèmes de protection, déconnecter du réseau des centrales ou des consommateurs et provoquer ainsi d'autres écarts. Le maintien de la fréquence fait donc partie des services système fondamentaux dont un système électrique a besoin en plus de la simple fourniture d'énergie. Il est étroitement lié à la sécurité d'approvisionnement, mais ne se confond pas avec elle. La sécurité d'approvisionnement inclut aussi des capacités de production et de réseau suffisantes, des combustibles disponibles, des concepts de réserve, la préparation aux crises et la reconstitution du réseau après des perturbations. Le maintien de la fréquence décrit en revanche l'équilibrage continu en exploitation.

Distinction par rapport à la tension, à l'énergie de réglage et aux périmètres d'équilibre

Le maintien de la fréquence est souvent confondu avec le maintien de la tension. Les deux concernent la stabilité, mais agissent à des niveaux différents. La tension a un caractère plus local ou régional et dépend étroitement de la puissance réactive, des impédances du réseau et de la charge de lignes individuelles. La fréquence décrit en revanche l'équilibre instantané de la puissance active dans l'interconnexion synchrone. Une zone du réseau peut connaître des problèmes de tension alors que la fréquence est stable. Inversement, la fréquence peut chuter en raison d'un grand déséquilibre de puissance, tandis que de nombreuses tensions locales restent d'abord dans les limites admissibles.

L'énergie de réglage n'est pas non plus la même chose que le maintien de la fréquence. L'énergie de réglage est un moyen acquis et activé pour compenser des écarts de fréquence ou d'équilibre. Le maintien de la fréquence est la mission d'ensemble. Elle comprend l'inertie physique, les régulations rapides, les produits de réserve automatiques, les interventions manuelles, les consignes d'exploitation, les processus de marché et les mesures d'urgence. Qui ne voit le maintien de la fréquence que comme un marché de l'énergie de réglage ignore les premières secondes et fractions de seconde. Pendant ce temps, le réseau réagit de façon purement physique, avant qu'un produit de marché puisse agir.

La notion doit en outre être distinguée de la gestion des périmètres d'équilibre. Un périmètre d'équilibre attribue l'injection et le soutirage sur le plan économique et organisationnel. Ses écarts sont facturés et créent des incitations à de bonnes prévisions. Le maintien de la fréquence lui-même a toutefois lieu en temps réel. Un périmètre d'équilibre peut être planifié à l'équilibre pour un quart d'heure, et un bref déséquilibre ayant un effet sur la fréquence peut malgré tout survenir au cours de ce quart d'heure.

Réaction physique et réserves étagées

Dans les systèmes électriques classiques, les grandes machines synchrones des centrales à charbon, à gaz, hydrauliques ou nucléaires contribuent de façon essentielle à la première stabilisation. Leurs masses tournantes sont couplées de manière électromécanique à la fréquence du réseau. Si une centrale tombe soudainement en panne ou si une grande charge est enclenchée, ces masses libèrent brièvement de l'énergie cinétique. En cas d'excédent de puissance, elles absorbent de l'énergie. Cette réserve instantanée agit sans demande centrale et sans signal de communication. Elle n'empêche pas la perturbation, mais freine la variation de fréquence et gagne du temps pour d'autres mesures. S'y ajoute l'autorégulation de la charge : certaines charges motrices absorbent un peu moins de puissance lorsque la fréquence baisse.

Cette réaction immédiate est suivie de réserves étagées, réglementées dans l'UE par la ligne directrice sur la gestion du réseau de transport, règlement (UE) 2017/1485. En Allemagne, elles sont acquises par les gestionnaires de réseau de transport via une plateforme commune. L'étagement se présente ainsi :

Réserve de stabilisation de la fréquence (Frequency Containment Reserve, FCR, anciennement réglage primaire) : elle est activée automatiquement de manière décentralisée à partir de la fréquence mesurée localement et doit être entièrement fournie en 30 secondes. En Allemagne, c'est le cas pour un écart de ±200 mHz. La FCR est fournie de façon symétrique, il n'existe donc pas de produit distinct pour la FCR positive et négative. Elle stoppe l'évolution de la fréquence, mais ne rétablit pas la valeur de consigne.
Réserve automatique de rétablissement de la fréquence (aFRR, anciennement réglage secondaire) : elle est pilotée par une consigne du gestionnaire de réseau de transport, réagit après 30 secondes au plus et doit être entièrement fournie en 5 minutes. Elle ramène la fréquence à la valeur de consigne, rééquilibre le bilan de puissance du bloc de réglage responsable et relève la FCR. La FCR est ainsi de nouveau disponible pour la perturbation suivante.
Réserve manuelle de rétablissement de la fréquence (mFRR, anciennement réserve minute) : elle est appelée selon les besoins en cas de déséquilibres plus importants ou plus durables, doit être entièrement fournie en 12,5 minutes et relève à son tour l'aFRR. Elle est sollicitée plus rarement et le plus souvent seulement pour quelques quarts d'heure.

Une vue d'ensemble est proposée dans l'entrée Réserve de rétablissement de la fréquence (FRR). Le volume de FCR nécessaire dépend d'un incident de référence. Pour la zone synchrone d'Europe continentale, le règlement fixe 3000 MW dans le sens positif et 3000 MW dans le sens négatif. Cela correspond à peu près à la perte simultanée de deux grandes tranches de centrale. Les gestionnaires de réseau de transport complètent ce dimensionnement par une approche probabiliste. Pour qu'aucun fournisseur isolé ne devienne un risque de concentration, la part de FCR par unité est limitée à 5 % du volume nécessaire dans la zone synchrone.

Chiffres et valeurs limites dans l'interconnexion d'Europe continentale

Pour l'Europe continentale, l'annexe III du règlement (UE) 2017/1485 indique les valeurs standard suivantes : la plage de fréquence standard est de ±50 mHz, soit de 49,95 à 50,05 Hz. L'écart de fréquence instantané maximal après un incident allant jusqu'à la taille de l'incident de référence est de 800 mHz, l'écart maximal en régime permanent de 200 mHz. La fréquence doit être rétablie en 15 minutes. D'autres zones synchrones ont d'autres valeurs : la Grande-Bretagne et l'Irlande travaillent par exemple avec une plage standard de ±200 mHz, l'Europe du Nord avec ±100 mHz.

Des écarts de plus longue durée modifient l'état du système. L'état d'alerte (Alert State) est atteint en Europe continentale lorsque l'écart dépasse ±100 mHz pendant cinq minutes ou se situe hors de la plage standard pendant 15 minutes. Si la fréquence continue de baisser, le plan de défense du système selon le règlement (UE) 2017/2196 s'applique. À partir de 49,0 Hz au plus tard commence le délestage automatique de charge en sous-fréquence, par paliers. Jusqu'à 48,0 Hz, environ 45 % de la charge nationale doivent pouvoir être délestés de manière cumulée, avec une tolérance de ±7 points de pourcentage. Auparavant, si le gradient de fréquence le permet, les installations de production en mode dépendant de la fréquence doivent fournir de la puissance supplémentaire, et les stockages en cours de charge doivent être commutés ou déconnectés. Pour la surfréquence, il existe des concepts automatiques propres.

Le maintien de la fréquence dans un système électrique dominé par les convertisseurs

Avec le développement de l'éolien, du photovoltaïque, des batteries de stockage et de nombreux nouveaux consommateurs, la base technique du maintien de la fréquence évolue. Beaucoup de ces installations sont raccordées par des convertisseurs, c'est-à-dire couplées au réseau à courant alternatif par l'électronique de puissance. Elles ne suivent donc pas d'elles-mêmes la fréquence du réseau comme le fait une machine synchrone. Elles peuvent toutefois être régulées de manière à soutenir la fréquence, à fournir des variations rapides de puissance ou même à fonctionner en formation de réseau.

Il n'en résulte pas que les énergies renouvelables dégradent par principe le maintien de la fréquence. Ce qui compte, ce n'est pas la source d'énergie, mais les conditions de raccordement, la régulation, le mode d'exploitation et l'intégration au système. Une éolienne contribue peu à la réserve instantanée sans exigence correspondante. Avec une régulation de convertisseur adaptée, elle peut soutenir la fréquence, mais seulement dans ses limites techniques et énergétiques. Une installation photovoltaïque peut maintenir une réserve à la hausse si elle est volontairement exploitée en dessous de son injection possible. Cela engendre des coûts d'opportunité, car une production utilisable reste inexploitée. Un stockage par batterie peut fournir très rapidement de la puissance positive ou négative. Il doit pour cela piloter simultanément l'état de charge, la commercialisation et l'obligation de réserve.

Les convertisseurs formant le réseau gagnent ici en importance. Ils imposent activement la tension et la fréquence ou les soutiennent, au lieu de suivre simplement un signal de réseau existant. Dans un système électrique comptant moins de grandes machines tournantes, c'est une capacité centrale. Elle n'apparaît toutefois pas automatiquement avec la construction d'un stockage ou d'une éolienne. Elle doit être exigée dans les règles de raccordement, démontrée par des procédures d'essai, intégrée aux processus d'exploitation et rémunérée lorsqu'elle va au-delà de l'intérêt propre de l'installation.

Responsabilités, incitations et coûts

Dans le réseau interconnecté, le maintien de la fréquence relève surtout des gestionnaires de réseau de transport. Ils dimensionnent et acquièrent les réserves, coordonnent leur mise en œuvre, surveillent la fréquence et se concertent au niveau international. Comme les réseaux sont couplés de manière synchrone, le maintien de la fréquence est une tâche commune dans la zone synchrone d'Europe continentale. Une grande défaillance de centrale dans un pays est d'abord supportée par l'inertie et la FCR de l'ensemble de la zone synchrone. Ensuite, l'aFRR du bloc de réglage concerné fait en sorte que le déséquilibre soit compensé là où il est apparu.

Les coûts ne naissent pas seulement de l'énergie appelée. Le simple maintien de puissance de réserve a déjà une valeur, car les installations doivent garder de la capacité libre, renoncer à d'autres revenus ou adapter leur mode de fonctionnement. Pour les batteries de stockage, cela concerne par exemple la gestion de l'état de charge et les opérations de négoce manquées. Pour les centrales, il s'agit du fonctionnement en charge partielle, des coûts de combustible, de l'usure et des charges minimales ; pour les consommateurs, des processus de production, des limites de confort ou des restrictions contractuelles. Cela montre que la stabilité est une prestation à part entière et n'est pas fournie automatiquement avec chaque kilowattheure produit.

Les règles de marché déterminent quelles capacités techniques sont offertes. Les tailles minimales d'offre, les temps d'activation et les exigences de préqualification influencent la possibilité pour les stockages, les petites installations ou les charges pilotables de participer. Si les services système ne sont ni rémunérés séparément ni exigés de manière obligatoire, des installations peuvent être exploitées de façon économiquement rationnelle sans rien apporter de ce dont l'ensemble du système aura besoin à l'avenir. Des conflits surgissent là où possibilités techniques, règles de marché et compétences politiques divergent.

Interprétations erronées typiques

Un malentendu répandu veut qu'un bilan annuel équilibré garantisse une fréquence stable. Pour la fréquence, ce n'est toutefois pas l'année qui compte, mais l'instant. Même un bilan au quart d'heure est trop grossier pour de nombreux phénomènes dynamiques. Un système peut produire suffisamment d'énergie sur l'année et connaître malgré tout des situations de fréquence critiques si, à court terme, la puissance ou une réserve rapide fait défaut.

Un deuxième raccourci concerne la charge de base. Autrefois, les grandes centrales fonctionnant de manière régulière étaient souvent assimilées à la stabilité. Leurs machines synchrones fournissaient effectivement de l'inertie et de la régulabilité, pour autant qu'elles soient exploitées en conséquence. Il n'en découle cependant pas que toute forme de production en base soit nécessaire au maintien de la fréquence. Les fonctions requises peuvent aussi être fournies autrement. La question passe de la catégorie de centrale à la capacité concrète : à quelle vitesse une installation peut-elle modifier sa puissance, quelle est la fiabilité de sa disponibilité, quelles limites d'énergie ou de processus a-t-elle et selon quelles règles est-elle activée ?

Une troisième interprétation erronée traite le maintien de la fréquence comme un problème technique purement spécialisé. La technique fixe les limites, mais la disponibilité effective des capacités dépend des institutions. Les règles de raccordement définissent ce que les installations doivent savoir faire. Les marchés décident quelles capacités génèrent des revenus. Les gestionnaires de réseau déterminent, dans le cadre de la régulation, quelles réserves ils acquièrent et comment ils les utilisent. La politique et la régulation décident si de nouvelles exigences sont formulées à temps.

Importance pour l'électrification et la flexibilité

Avec les pompes à chaleur, l'électromobilité, les électrolyseurs et les processus industriels électrifiés, le nombre de grands consommateurs potentiellement pilotables augmente. Cela peut être utile pour le maintien de la fréquence si ces charges adaptent leur puissance de façon rapide et fiable. La flexibilité est ici une capacité mesurable. Ce qui compte, c'est de savoir quelle puissance peut être modifiée, à quelle vitesse, pendant combien de temps et avec quel préavis, ce que cela coûte et comment cela affecte la finalité d'usage proprement dite.

Les véhicules électriques peuvent décaler des recharges et, à l'avenir, peut-être réinjecter de l'énergie dans le réseau. Une pompe à chaleur dotée d'un stockage thermique peut être exploitée temporairement autrement. Un électrolyseur peut réduire sa charge si la production d'hydrogène est flexible dans le temps. Des potentiels généraux ne suffisent cependant pas pour le maintien de la fréquence. Ils doivent être regroupés, pilotés, mesurés, préqualifiés et décomptés de manière fiable. Sinon, ils restent une possibilité de politique énergétique, mais pas une ressource pour l'exploitation du réseau.

Le maintien de la fréquence rend ainsi tangible une exigence fondamentale d'un système électrique renouvelable et électrifié. Il ne suffit pas de produire assez d'électricité et de développer les réseaux. Le système a besoin à tout moment d'une adaptation de puissance rapide et fiable, de fonctions de convertisseur appropriées, de responsabilités claires et de règles qui rendent visible sur le plan économique la valeur des prestations de stabilité.

Sources

Verordnung (EU) 2017/1485 der Kommission vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb — Europäische Union, EUR-Lex; 2017-08-02. Art. 3 Nr. 41 (Netzfrequenz); Art. 153 Abs. 2 (FCR-Dimensionierung, Referenzstörfall); Art. 156 (5-%-Grenze je FCR-Einheit); Anhang III Tabelle 1
Welche Arten der Regelreserve gibt es? — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (regelleistung.net); unbekannt. Abschnitte FCR, aFRR, mFRR und Vergleichstabelle
Verordnung (EU) 2017/2196 der Kommission vom 24. November 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes — Europäische Union, EUR-Lex; 2017-11-24. Art. 15 (automatische Unterfrequenzregelung); Anhang (Parameter Lastabwurf)
Beschluss BK6-17-234 (Frequenzqualität, gefährdeter Zustand) — Bundesnetzagentur; 2019-05-02. Begründung zu Anhang III Tabelle 1 SO-VO (laut Suchergebnisauszug)
Präqualifikationsverfahren für Regelreserveanbieter (FCR, aFRR, mFRR) in Deutschland (PQ-Bedingungen) — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber; 2022-06-03. Abschnitte zu Aktivierungszeiten und Präqualifikationsfahrten (laut Suchergebnisauszug)

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