Qu'est-ce que l'inertie ?

Dans le langage courant, l'inertie désigne simplement une tendance à rester inchangée. Lorsqu'on parle d'être submergé par un sentiment d'inertie, cela signifie généralement que l'on est bloqué dans une routine ou que l'on agit machinalement. En physique, l'inertie est la résistance à un changement de vitesse. Vous savez comment une roue de hamster continue de tourner même après que le hamster ait arrêté de courir ? C'est ça, l'inertie.

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Mais quel est le lien avec l'énergie ? De nombreux générateurs traditionnels (centrales à charbon, à gaz ou nucléaires) utilisent des éléments rotatifs – par exemple des turbines et des alternateurs – pour produire de l'électricité. Ces pièces tournent à une fréquence qui permet de soutenir celle du système électrique (50 Hz). Lorsqu'un générateur perd de la puissance, ces éléments en mouvement cherchent à conserver la même fréquence de rotation. (Un générateur tourne pour produire de l'énergie. S'il perd de la puissance, il tournera probablement moins vite.) L'énergie cinétique stockée dans ces éléments rotatifs s'appelle « inertie ».

L'inertie aide le National Grid ESO à maintenir la fréquence du réseau autour de 50 Hz. Lorsqu'il y a une déviation de fréquence, le taux de variation de la fréquence (RoCoF) augmente. (Le taux de variation de la fréquence correspond à la vitesse de déviation de la fréquence – il est mesuré en Hz/seconde. Il nous indique la robustesse du réseau à un instant donné.) L'inertie permet de ralentir le RoCoF.

Lorsqu'un générateur perd de la puissance, il existe généralement une fenêtre de quatre à cinq secondes pendant laquelle ces éléments rotatifs continuent à produire de l'inertie. Cependant, ces quelques secondes permettent aux systèmes mécaniques du réseau de détecter le déséquilibre (grâce à l'augmentation du RoCoF) et d'ordonner aux générateurs d'accélérer ou de ralentir. Selon les mots de l'ESO : « l'inertie agit un peu comme les amortisseurs dans la suspension de votre voiture. »

Une inertie en baisse

À mesure que l'on s'éloigne des sources de production traditionnelles (comme celles mentionnées ci-dessus) pour aller vers les énergies renouvelables, l'inertie du système diminue. Cela s'explique par le fait que les renouvelables – en particulier l'éolien et le solaire – ne produisent pas d'inertie*. La figure 1 (ci-dessous) montre comment l'inertie moyenne du système a diminué entre 2008 et 2019.

* Vous vous demandez peut-être pourquoi les éoliennes ne produisent pas d'inertie. C'est parce que l'électricité qu'elles génèrent doit passer par un onduleur avant d'être injectée dans le réseau. Pour contribuer à l'inertie, il faut un couplage électromagnétique direct entre la centrale et le système électrique, pour que les écarts puissent être traduits en couple mécanique.

Comme le montre le graphique ci-dessus, il existe des périodes où l'inertie est susceptible d'être plus élevée ou plus faible. Lorsque la demande totale du système est basse, comme lors du minimum estival, la production renouvelable (sans inertie) peut couvrir une grande partie de cette demande. Ainsi, l'inertie est faible lors des périodes de faible demande et de forte production renouvelable.

Lorsque la demande totale du système est élevée, comme lors du pic hivernal, il faut davantage de production. La production renouvelable (sans inertie) ne peut alors couvrir qu'une faible part de la demande, et d'autres types de production – comme les centrales traditionnelles produisant de l'inertie – doivent être mobilisés. L'inertie est donc élevée lors des périodes de forte demande et de faible production renouvelable.

La figure 2 (ci-dessous) illustre la corrélation entre la demande et l'inertie. Elle confirme également la tendance générale à la baisse de l'inertie depuis 2009.

Quel impact sur la fréquence du réseau ?

Avec la montée en puissance des renouvelables intermittentes et la baisse de l'inertie, la volatilité de la fréquence a augmenté. Grâce à une excellente analyse de Grecia Monsalve, on constate que le nombre d'événements de basse fréquence (définis comme des périodes où la fréquence du système chute de plus de 0,3 Hz) et leur durée ont fortement augmenté de 2014 à 2020. La figure 3 (ci-dessous) présente les graphiques issus de cet article.

Quelles alternatives ?

Une inertie plus faible signifie que le National Grid ESO doit trouver d'autres moyens de ralentir le RoCoF lors des déviations de fréquence. L'une des solutions consiste à recourir à une gamme de services de réponse en fréquence. La Dynamic Containment (DC) est un service rapide, activé après un incident. Lorsque la fréquence sort des limites opérationnelles (±0,2 Hz), l'ESO fait appel à ses participants DC – des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) – pour agir et ramener la fréquence vers 50 Hz.

Le besoin de Dynamic Containment basse fréquence (DCL) dépend largement du niveau d'inertie du système à un instant donné. En période de faible inertie, donc de risque accru d'événement RoCoF, le besoin en DCL est généralement plus élevé. On l'observe sur la figure 4 (ci-dessous), extraite de notre étude récente sur les prix du DC.

Cependant, l'achat de services de réponse en fréquence représente un coût important pour l'ESO. (Bien sûr, beaucoup diront que ce coût est justifié puisqu'il garantit la sécurité d'approvisionnement et permet de remplacer une partie de la production thermique traditionnelle.) La figure 5 (ci-dessous) montre l'augmentation du coût de gestion du RoCoF. Bien que ces chiffres puissent regrouper différents projets, il est raisonnable de supposer – au vu des montants – que la majorité de ces coûts concerne l'achat de services de réponse en fréquence (s'ils incluent la Mandatory Frequency Response). Le coût de gestion du RoCoF a donc été multiplié par dix environ entre 2017 et 2021.

Comment l'ESO remplace-t-il autrement l'inertie ?

En plus de ses services de réponse en fréquence, l'ESO explore d'autres méthodes propres pour fournir de l'inertie au réseau. Grâce à ses programmes de stabilité, il finance la reconversion de générateurs à vapeur ou de centrales à gaz hors service. Il soutient également la construction de nouvelles unités de compensation synchrone et de turbines vertes dédiées. Pour en savoir plus sur ces projets, rendez-vous ici et ici.

Dans la vidéo ci-dessous, vous pouvez voir un timelapse du projet de turbine verte de Statkraft à Keith Greener Grid Park, en Écosse (Moray).

Pour aller plus loin sur la manière dont l'ESO mesure l'inertie du système, consultez ce lien.

Comme toujours, nous serions ravis d'avoir votre avis sur cet article. Si vous avez des questions ou souhaitez contribuer à la discussion, laissez-nous un commentaire ci-dessous.