très forte puissance installée en pv et représentent au total plus de 66% de l ensemble de la puissance installée en pv en Europe.

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1 1 L éclipse solaire du 2 mars 215: test de résistance réussi L éclipse solaire qui a eu lieu dans la matinée du 2 mars 215 a été synonyme de nouveaux défis pour les exploitants de réseau en Europe. En raison de la forte puissance installée en photovoltaïque, des répercussions négatives sur la stabilité du système ne pouvaient pas être exclues. Les exploitants de réseau d Europe s y sont par conséquent préparés, avec des mesures préventives coordonnées pendant près d un an. Malgré le beau temps et d importants gradients, positifs comme négatifs, au niveau des capacités de production, les exploitants de réseau européens ont réussi à faire face à cet évènement naturel notamment grâce à une préparation minutieuse. L éclipse solaire: un nouveau défi Dans la matinée du 2 mars 215, une éclipse solaire partielle a eu lieu dans de nombreux pays d Europe. En Suisse ainsi que dans une grande partie de l Allemagne et de l Italie, l éclipse a duré de 9h25 à 11h5. En raison de la forte puissance installée en photovoltaïque (pv) de près de 89 GW en Europe, les répercussions négatives sur la stabilité du système ne pouvaient pas être exclues de manière générale. Lorsque les conditions météo sont dégagées, une éclipse solaire conduit à une chute au début et à une hausse à la fin, extrêmement rapides de l injection issue de l énergie pv de plus de 3 GW. Cela correspond à environs 1% de la charge globale du réseau européen, ce qui est considérable. Le défi particulier que représente une éclipse solaire pour l exploitation du réseau est que le gradient de puissance est multiplié par un facteur compris entre 2 et 4 par rapport à une journée normale avec lever et coucher du soleil. Par ailleurs, le risque d erreur des pronostics de charge augmente en raison d estimations erronées possibles tant pour l injection pv que pour les modifications de charge. Une compensation par réglage de la chute ou de la hausse de l injection issue du pv insuffisante entraîne des sauts de fréquence dans le réseau interconnecté. Étant donné que la part de pv en Suisse est très faible, l incidence de l éclipse solaire du 2 mars 215 au niveau de la production ou d une compensation par réglage éventuelle de l écart de réglage en Suisse n était à prévoir que dans le cadre du réseau interconnecté européen et plus particulièrement par nos voisins, l Allemagne et l Italie. Ces deux pays disposent d une très forte puissance installée en pv et représentent au total plus de 66% de l ensemble de la puissance installée en pv en Europe. La création des conditions nécessaires pour la sécurité opérationnelle a nécessité une préparation minutieuse et une étroite coordination entre les gestionnaires de réseau de transport européens. Ici, la règle de base appliquée à tout moment était que chaque pays est tenu de compenser en premier lieu ses propres variations de puissance avant de recourir à l ensemble des responsables de réseau européens. La situation au matin du 2 mars a été analysée individuellement pour chaque pays sous la direction de la Fédération européenne des gestionnaires de réseau de transport (ENTSO-E) sur la base des données disponibles. Cette analyse a permis de constater que tous les gestionnaires de réseau de transport (TSO) nationaux étaient en mesure de maîtriser les variations de puissance résultant de l éclipse solaire par leurs propres moyens. Bande de fréquence: De manière générale, pour la plage de fréquences 49.8 Hz Hz, les réserves de réglage (puissance de réglage primaire et secondaire) sont potentiellement suffisantes pour stabiliser le réseau interconnecté et l exploiter en toute sécurité. Si toutefois la fréquence se déplace dans des zones en dehors de cette bande, la situation peut très vite devenir critique. Il y a risque de ne plus avoir aucune réserve de réglage automatique disponible et que des unités de production non conformes se séparent du réseau. Tant que l équilibre entre la production et la consommation n est que légèrement perturbé, les exploitants de réseau ont le temps d intervenir manuellement et de restaurer l équilibre grâce à des réserves activables rapidement (puissance de réglage tertiaire).

2 2 Mesures préventives dans toute l Europe Les exploitants de réseau européens ont commencé à se préparer ensemble à cet événement naturel, de manière minutieuse et coordonnée près d un an avant l éclipse solaire. L ENTSO-E au niveau européen et Swissgrid au niveau de la Suisse, ont pris plusieurs mesures en amont pour, d une part, réduire au minimum l éventualité d une perturbation et d autre part, pouvoir réagir immédiatement en cas de perturbation. De manière générale, aucune intervention sur les marchés n a été effectuée. Les seules exceptions ont été des restrictions concernant l échange de puissance maximum entre la zone synchrone des réseaux scandinaves et l Europe continentale ainsi qu à la frontière nord de l Italie. Tous les acteurs du marché ont été informés au préalable et priés de coopérer. Les mesures préventives suivantes ont été plus particulièrement prises pour que l événement n entraîne aucune perturbation: Les exploitants de réseau les plus fortement touchés ont acheté de la puissance de réglage secondaire supplémentaire auprès des producteurs. L Area Control Error (ACE) a été plus stricte que d habitude pendant toute la durée de l éclipse solaire et a permis un réglage quasiment en temps réel. Le gestionnaire de réseau de transport italien, TERNA, a par mesure de précaution, retiré environs 25% de puissance installée en pv du réseau pour la matinée du 2 mars. Cela correspond à une puissance de près de 4.9 GW. Sinon, aucune intervention n a eu lieu dans la production issue d installations pv. Le marché a été restreint au nord en termes d échange de puissance maximum entre la zone synchrone des réseaux scandinaves et l Europe continentale ainsi qu au sud à la frontière nord de l Italie. Tous les travaux de maintenance sur le réseau de transport d Europe continentale pouvant être reportés ont été suspendus pour le jour de l éclipse pour assurer la disponibilité quasi totale du réseau. Le 2 mars, une conférence téléphonique permanente avec tous les gestionnaires de réseau de transport européens a eu lieu. Par ailleurs, Swissgrid a mis en place les mesures suivantes: Double occupation de tous les postes de travail en mode 24h. Gel des modifications informatiques dans le poste de conduite Swissgrid Control les 19 et 2 mars 215. Convocation préventive de trois états-majors d organisation de crise pour la journée de l événement. Avertissement aux producteurs suisses que des interventions dans l exploitation des centrales étaient possibles. Établissement d une étude approfondie sur les pronostics concernant l injection pv selon différents scénarios météo en collaboration avec Météo Suisse. Base de données Au sein de Swissgrid, des mesures ont tout d abord été prises pour que toutes les valeurs de mesure pertinentes déjà présentes dans le système de conduite du réseau et disponibles au sein de la fonction «Centre de coordination Sud» soient rassemblées et analysées. Par ailleurs, toutes les données du système ENTSO-E Awareness System (EAS) ont été traitées, exportées et mises à disposition. De même, une comparaison et une validation de ces données ont été effectuées. Il s est agi ici de se concentrer principalement sur les séries de données suivantes: Fréquence du réseau Tous les blocs de réglages ACE Programme prévisionnel Suisse Puissance de réglage secondaire activée Suisse Charge réseau verticale en Suisse Par ailleurs, il a été en plus fait recours à des informations qui le jour de l éclipse avaient été collectées par les exploitants de réseau d Europe continentale. Pour l évaluation du fonctionnement du marché, les données de marché publiées par EPEX SPOT concernant la vente aux enchères Intra-Day pour le marché allemand ont été exploitées. 4

3 3 Résultats Les prévisions météo du jeudi 19 mars 215 pour le 2 mars 215 en Europe se sont confirmées. Pendant la durée de l éclipse entre 9h25 et 11h5 les conditions météo étaient dégagées et ensoleillées dans de nombreuses régions d Allemagne, d Italie et de Suisse ainsi que dans toute l Europe de l Est. Le ciel d Espagne et du Portugal ainsi que d une grande partie de la France et des pays du Benelux était couvert. Dans le film «Satellite», il est possible de voir un aperçu impressionnant du spectacle de la nature du 2 mars 215. Le lever du jour en Europe y est clairement visible, la situation météo et le ciel parfois nuageux à l ouest ainsi que l ombre de l éclipse solaire qui se déplace. Des changements notables dans l injection issue de l énergie photovoltaïque La figure 1 montre l injection issue de l énergie pv pour l ensemble du réseau d Europe continentale durant une journée «normale» (courbe bleue) lorsque les conditions météo sont dégagées et lors de l éclipse du 2 mars (courbe rouge). Après le lever du soleil, l injection issue de l énergie pv a augmenté, atteignant environs 27 GW jusqu au début de l éclipse vers 9h25. Entre 9h25 et 1h45 environ, l obscurcissement a entraîné une baisse de la puissance d injection pv d environs 15 GW. L injection issue des installations photovoltaïques a ensuite de nouveau augmenté d environs 26 GW en l espace d une heure jusque vers 11h5. Le défi majeur sur le plan de la gestion des conséquences de l éclipse a été de compenser la perte de puissance par d autres centrales électriques pour que l équilibre entre production et consommation puisse être maintenu. Il en était de même au moment de la reprise rapide de l injection issue des installations pv. Il s agissait alors de restreindre l apport des centrales électriques activées. Ce n était pas simple car il fallait d une part veiller à ce qu il y ait toujours suffisamment de puissance de réglage et d autre part à ce qu elle soit disponible rapidement. La puissance totale de la centrale nucléaire de Gösgen deuxième centrale électrique de Suisse correspond à une puissance de 1 GW. En l espace d une heure, il fallait par conséquent activer la puissance de 15 centrales électriques puis désactiver 26 centrales électriques de taille similaire à la centrale nucléaire de Gösgen dans toute l Europe pour compenser. Ne serait-ce que pour l Allemagne, la perte de puissance a été d environs 7 GW suivie d une hausse de 17 GW. Ces variations considérables ont été maîtrisées grâce à l utilisation de nombreux programmes prévisionnels avec valeurs par quart d heure pour l injection, minutieusement calculés et adaptés en amont et grâce à une réserve de réglage secondaire doublée par rapport à une exploitation normale. En Italie, la perte de puissance pv globale n a été que de 2 GW grâce aux mesures de prévoyance décrites ci-dessus, suivie d une hausse de puissance d environs 4.5 GW. GW GW GW éclipse solaire partielle 7% 6: 7: 8: 9: 1: 11: 12: 13: 14: 15: heure HNEC Figure 1: Injection provenant d installations photovoltaïques dans le réseau interconnecté d Europe continentale lors d une journée normale et le 2 mars Injection issue de l énergie photovoltaïque à une exploitation normale Injection issue de l'énergie photovoltaïque à l'éclipse solaire

4 4 De faibles fluctuations de fréquence grâce à une utilisation importante de la puissance de réglage La figure 2 montre la fréquence du réseau dans l ensemble du réseau interconnecté d Europe continentale le 19 mars 215 (courbe bleue) et le 2 mars 215 (courbe rouge) et les écarts de réglage (ACE) de chaque réseau séparé disposant de la plus grande part de d énergie pv. À aucun moment lors de l éclipse, l écart de fréquence de réseau a été supérieur à.4 Hz (courbe rouge.) Dans l écart de réglage pour l Allemagne le 2 mars 215, il est possible de voir le début de l activation des blocs de 15 minutes par l injection de puissance de courte durée de quelques centaines de mégawatt. Sur ce graphique il apparaît clairement que c est le régulateur de réseau du réseau de transport allemand qui a dû procéder à la plupart des réglages. L Allemagne a été la plus touchée par l éclipse solaire en raison de son importante puissance installée en pv et en raison d excellentes conditions météo partout dans le pays. Le manteau nuageux dans le ciel d Espagne et de France ce 2 mars 215 a amorti l influence des installations pv et par conséquent aucun écart de réglage significatif n a été observé pour ces deux pays et pas de différence avec une journée d exploitation normale comme le 19 mars 215. Fréquence: La fréquence prévisionnelle sur le réseau interconnecté d Europe continentale est de 5 Hz. Afin de garantir le fonctionnement normal du réseau électrique, cette fréquence doit toujours rester la plus stable possible. La fréquence du réseau illustre à tout moment l équilibre entre production et consommation. Si la production augmente, le réseau dispose de plus de capacités de production que de puissance consommée et la fréquence augmente. En cas de chute de la production, les rapports sont inversés, la fréquence baisse. Cet équilibre est maintenu grâce au réglage primaire et à la participation décentralisée de nombreuses centrales électriques sur le réseau selon les besoins. L équilibre peut être expliqué à l aide de l image d une balance: Fréquence [Hz] Allemagne ACE [MW] 1-1 Italie ACE [MW] 1-1 Espagne ACE [MW] 1-1 France ACE [MW] mars mars 215 Figure 2: Fréquence de réseau et écarts de réglage des réseaux avec une injection importante issue d installations pv les 19 et 2 mars que pour des journées de fonctionnement normal. Ainsi, ils étaient nettement plus précis si bien que les écarts de réglage comme différence entre production et consommation ont maintenu un moindre niveau. Parallèlement, une réserve de réglage nettement plus grande avait été prévue et mise à disposition Par ailleurs, des changements manuels au niveau du régleur ce que l on appelle les préréglages avaient potentiellement déjà été partiellement réalisés. 5Hz Comparativement à une journée de fonctionnement normale comme le 19 mars 215 (courbe bleue), il est possible de voir que globalement la fréquence du réseau et les écarts de réglage du 2 mars 215 étaient minimes. Ceci est dû au fait que les programmes prévisionnels avaient été encore plus minutieusement calculés Une attention accrue et plus de transparence crée visiblement une plus grande discipline et une plus grande sécurité du système. C est ce que montre le graphique: le 19 mars 215, le bloc de réglage allemand affichait un écart négatif de près de 1 MW après 9h. Le bloc de réglage italien a enregistré à deux reprises un écart de réglage nettement positif pendant une demiheure à chaque fois. Dans le bloc de réglage français, les processus de compensation prolongés ont entraîné un changement à un rythme d une demi-heure.

5 Frequenz [Hz] Suisse ACE [MW] 1-1 Puissance de réglage secondaire [MW] Exportation de courant Suisse [MW] Figure 3: Écart de réglage et activation de la réserve de puissance de réglage secondaire suisse et échange d électricité avec l étranger le 2 mars Dans la figure 3 l écart de réglage pour la Suisse (courbe rouge) peut être observé, ainsi que l activation de la puissance de réglage secondaire (courbe verte) et l échange de puissance active (courbe orange). L écart de réglage en Suisse est resté dans une largeur de bande très restreinte d environs +/- 5 MW. Le régulateur de réseau central pour la Suisse a donc pu immédiatement compenser tous les changements de puissance durant cette période avec des réserves de réglage propres. La Suisse n a par conséquent pas pesé sur le réseau interconnecté européen pendant toute la durée de l éclipse solaire. La courbe verte sur l activation de la puissance de réglage secondaire pour la Suisse montre que la réserve de réglage a été ponctuellement mise à contribution dans un ordre de grandeur de +/- 2 MW. Afin de corriger cet écart par rapport au programme prévisionnel, environs 5% à 75% de la réserve de la puissance de réglage secondaire disponible ont été utilisés. La courbe orange montre qu entre 9h45 et 11h45, le programme prévisionnel a enregistré une augmentation de près de 2 MW avant de baisser à nouveau. Cela signifie que pendant ce temps, l exportation de courant a, elle aussi, augmenté puis chuté. Sur le marché suisse, les centrales électriques ont potentiellement participé à la compensation de l injection pv manquante à l étranger. Écart de réglage - Area Control Error (ACE) Pour chaque quart d heure, la charge et la production est signalée aux gestionnaires de réseau de transport via des programmes prévisionnels. Il en découle alors une valeur de consigne pour chaque zone de réglage. Le régulateur de réseau compense la différence entre production et charge en faisant appel à la puissance de réglage secondaire, et compense ainsi l écart entre la puissance d échange et la valeur du programme prévisionnel. L «erreur» au niveau de l entrée est appelée Area Control Error (ACE) et représente l écart correspondant entre la valeur de consigne des programmes prévisionnels et la valeur réelle en temps réel. Si l ACE ne correspond pas à zéro, cela peut avoir quatre causes différentes: 1. Des programmes prévisionnels pas assez précis. 2. Une modification imprévue de la production (panne de centrale électrique) ou de la charge (panne de réseau). 3. Un retard trop important dans la zone de réglage. Des réserves de réglage insuffisantes ou épuisées. Étant donné que les programmes prévisionnels ne sont donnés qu avec des indications de charge et de production par quart d heure, il existe toujours une différence entre le programme prévisionnel et le fonctionnement en temps réel. Puissance de réglage Abbildung 3: Netzfrequenz und Reglerabweichungen der Netze Il y a une puissance de réglage positive et une puissance de mit bedeutender PV-Einspeisung am 19. März 215. réglage négative. La puissance de réglage positive est requise afin d augmenter la production par rapport à la consommation et de relever ainsi la fréquence du réseau lorsqu elle est trop basse. Cela s effectue soit en faisant appel à la puissance fournie par les centrales soit en ralentissant la consommation par ex. d un entrepôt frigorifique. La puissance de réglage négative fait baisser la fréquence du réseau et est par exemple utilisée en faisant appel à des pompes dans les centrales à accumulation par pompage ou en réduisant la production issue des centrales électriques. Il existe trois types de puissances de réglage qui se distinguent en fonction du délai de retard, à savoir de la rapidité avec laquelle elles peuvent être activées: La puissance de réglage primaire est une réserve rapide devant être disponible en l espace de quelques secondes; elle est fournie de manière décentralisée et ne réagit qu aux changements de fréquence. Les unités de production réagissent automatiquement et immédiatement à toute modification de la fréquence du réseau et ralentissent ou accélèrent leur production. La puissance de réglage secondaire est activée par le régulateur de réseau des différentes zones de réglage nationales de manière centralisée et compense automatiquement l écart de la puissance d échange par rapport à la valeur du programme prévisionnel. La puissance de réglage tertiaire est ordonnée et activée manuellement par un opérateur de Swissgrid Control avant que la réserve de réglage secondaire ne soit épuisée. Hausse nette de la charge réseau verticale Comme une prévision exacte de la charge du 2 mars 215 n était que partiellement possible, la question a été plus particulièrement de savoir, lors de l évaluation des données, dans quelle mesure l éclipse solaire avait une incidence sur la charge réseau en Suisse. Certes des valeurs empiriques sont disponibles pour des journées similaires. Toutefois, il était difficile d évaluer avec précision l effet de l éclipse sur la consommation.

6 6 Les détails correspondants pour la Suisse sont visibles sur les figures 4 et 5. Durant cette période d obscurcissement qui a débuté à 9h3, la figure 4 montre une forte augmentation de la charge réseau totale en Suisse d environs 3 MW jusqu à 1h45. En comparaison: le 19 mars 215 (courbe bleue), la charge réseau verticale est restée d une part à un niveau nettement plus bas, à savoir clairement audessous des 62 MW, et était d autre part bien plus équilibrée. Charge réseau totale [MW] Figure 4: Charge réseau totale Suisse le matin du 2 mars La figure 5 montre la charge réseau verticale dans la matinée du 19 et 2 mars 215. Le jour de l éclipse (courbe rouge), la charge réseau verticale est restée constamment au-dessus de 62 MW et a augmenté de presque 7 MW entre 9h3 et 1h45 environ. Cette montée de charge était due d une part au recul de l injection d énergie solaire sur le niveau de réseau de distribution. D autre part, l obscurcissement et le refroidissement ont entraîné une augmentation de la consommation car l éclairage a été allumé, par exemple. Le total de ces effets se traduit par une hausse correspondante de la charge réseau verticale. Ensuite, la charge réseau verticale a baissé jusque vers 11h25 pour atteindre environs 63 MW avant de remonter à son niveau normal de la journée juste avant midi. Charge réseau verticale [MW] mars mars 215 Figure 5: La charge réseau verticale en Suisse dans les matinées du 19 et du 2 mars Charge réseau totale La charge réseau totale décrit la consommation totale en énergie électrique en Suisse soutirée du réseau interconnecté. La charge réseau totale comporte la charge réseau verticale et horizontale. La charge réseau horizontale comprend l injection et le soutirage des réseaux de transport voisins d Allemagne, de France, d Autriche et d Italie. En Suisse, la charge réseau totale lors d une belle journée de printemps comme le 2 mars 215, varie entre 8 et 8.5 GW. Charge réseau verticale Une distinction est établie entre la charge réseau verticale et la charge réseau totale. Les consommateurs directement rattachés et les niveaux de réseau inférieurs (réseau de distribution) soutirent leur électricité du réseau de transport afin d approvisionner leurs consommateurs. Dans la charge réseau verticale, la production injectée dans les niveaux du réseau de distribution est également incluse. Les changements intervenant dans l injection pv ne sont donc pas visibles sur la courbe de la charge réseau totale mais sur la courbe de la charge réseau verticale. Une baisse marquée de la température du conducteur Il existe une station de mesure de la température des conducteurs sur la ligne de Bernina. La figure 6 montre de manière impressionnante l incidence de l éclipse sur la température mesurée sur les conducteurs dans des conditions de charge électrique constante. L éclipse a entraîné une chute de température de près de 6.5 C vers 9h5 jusque vers 11h. Il est possible d en déduire une incidence considérable des rayons directs du soleil sur la température des conducteurs. Température du conducteur [ C ] ,5 C Figure 6: Température des conducteurs de la ligne de Bernina le matin du 2 mars

7 7 Température du conducteur Lors du transport d électricité, des pertes surviennent ce qui entraîne un échauffement des conducteurs. Plus la charge électrique est élevée sur une ligne, plus la perte est, elle aussi, élevée et plus les câbles chauffent. En hiver, lorsque l air ambiant rafraîchit les câbles des lignes, il est possible de transporter plus d électricité. La situation géographique particulière de la Suisse avec ses trois zones climatiques (Plateau, Alpes et Suisse méridionale) et les lignes de transport qui traversent ces trois zones climatiques (p. ex. Airolo Mettlen ou Breite Tavanasa) rendent la mesure des températures des conducteurs intéressante pour Swissgrid afin de savoir la quantité d électricité pouvant être supportée par les lignes. Rien de particulier dans les prix de marché pour les puissances de réglage secondaire et tertiaire Les gestionnaires de réseau de transport achètent sur le marché la mise en réserve de puissance de réglage. En cas d utilisation effective de la puissance de réglage, le gestionnaire de réseau de transport paie l énergie consommée. L objectif du TSO est d une part de structurer le marché de la puissance de réglage de manière à ce que la puissance mise en réserve soit achetée au tarif le plus bas possible et d autre part de devoir utiliser le moins possible de cette puissance de réglage en fonctionnement en temps réel. Rien de particulier n a été observé dans les prix de marché pour les puissances de réglage secondaire et tertiaire dans la journée du 2 mars 215. Ceci est également dû au fait que Swissgrid n a pas dû acheter de puissance de réglage supplémentaire, elle l avait réservée près d une semaine au préalable. Changements dans la production et la consommation d énergie compensés sur le marché Intra Day La figure 7 montre les prix pour les produits par tranche de 15 minutes sur le marché Intra Day allemand du 19 mars (courbe bleue) et ceux du 2 mars 215 (courbe rouge). Les prix varient très fortement le 2 mars 215 entre 9h3 et 12h. Étant donné qu entre 6h et 9h3 ainsi qu après 12h, les prix correspondent à la courbe de la veille, les fluctuations de prix sont vraisemblablement dues à l incidence de l éclipse solaire. Les changements à court terme dans la production et la consommation d énergie ont été corrigés sur le marché intra-day. Les prix négatifs à 1h et 11h45 sont plus particulièrement anormaux sachant que le prix à 11h45 était de -164,48 EUR/MWh. Les prix négatifs sont le résultat d une offre d énergie supérieure à la demande. La production et la consommation devant toujours être identiques, les acheteurs d énergie (consommateurs) sont alors indemnisés pour soutirer de l énergie. La figure 8 montre les quantités d énergie négociées sur le marché Intra Day en Allemagne pour la même période. Jusqu à 9h15 environ puis à partir de 12h les deux courbes sont quasiment identiques. Comme pour les prix, il est ici également clairement visible que la durée de l éclipse a entraîné des écarts significatifs par rapport à la veille. De 9h45 jusqu à 12h, des quantités d énergie bien plus importantes que la veille ont été négociées afin de compenser les variations durant l éclipse. EUR/MWh mars mars :3 13: Figure 7: Prix du marché pour les produits par tranches de 15 minutes sur le marché intra-day en Allemagne les 19 et 2 mars MW mars mars :3 13: Figure 8: Quantité d énergie négociée pour les produits par tranches de 15 minutes sur le marché intra-day d Allemagne les 19 et 2 mars Marché day-ahead Une grande partie du négoce d énergie a lieu sur le marché dit dayahead. Ici la demande et l offre d énergie sont négociées pour le lendemain. Cela se fait heure par heure par ex. de 11h à 12h. Marché intra-day Sur le marché intra-day, l énergie est négociée pour le jour même, tous les jours, 24h/24. Ici les changements, le plus souvent de dernière minute, intervenant dans la production et la consommation d énergie sont compensés en vendant les excédents imprévus. Il est négocié par tranches de 15 minutes p. ex. de 11h3 à 11h45.

8 8 Résumé et perspectives Les exploitants de réseau européens ont apporté la preuve qu en prenant des mesures préventives adaptées, les modifications d ampleur considérables sur le plan de l injection d électricité pouvaient être maîtrisées. Ceci étant, les coûts financiers et les ressources personnelles nécessaires ainsi que l utilisation des centrales électriques ne doivent pas être négligés. En raison de conditions météo dégagées sur une grande partie de l Allemagne, de Suisse et d Italie, la chute et la hausse de la puissance issue du photovoltaïque étaient relativement importantes. Toutefois à aucun moment des écarts de fréquence critiques ont été observés sur l ensemble du réseau synchrone d Europe continentale. Au contraire! Les écarts de fréquence de réseau ont même été inférieurs à ceux d une journée de fonctionnement «normale». Ceci est dû plus particulièrement à trois facteurs essentiels: L élaboration minutieuse de programmes prévisionnels de centrales électriques supplémentaires correspondant à la compensation de l injection solaire manquante. La mise à disposition de réserves de réglage supplémentaires. La restriction du marché au nord et au sud du réseau interconnecté. À l avenir, la qualité de la base de données sera déterminante pour l exploitation en temps réel. Parallèlement à la volatilité croissante des flux de charge sur le réseau, il faut échanger plus de données notamment sur l injection et la charge et obtenir des données de meilleure qualité. 1 Toutes les heures de cet article sont données en heure normale d Europe Centrale (HNEC). 2 ENTSO-E, Solar Eclipse: Impact Analysis, 215, S.5. 3 ENTSO-E, Solar Eclipse: Impact Analysis, 215, S.5. 4 EPEX SPOT: Données du marché pour la vente aux enchères Intra Day sous: vu le 23 avril Service météo allemand: Film satellite de l éclipse solaire du , sous: watch?v=miqieclrdsg, vu le 23 mars Données Swissgrid et ENTSO-E. 7 Données Swissgrid et ENTSO-E. 8 Données Swissgrid. 9 Données Swissgrid. 1 Données Swissgrid. 11 Données Swissgrid. 12 EPEX SPOT: Données du marché sur la vente aux enchères intra-day sur: vu le 23 avril EPEX SPOT: Données du marché sur la vente aux enchères intra-day sur: vu le 23 avril 215. Liste des figures Figure 1: Injection provenant d installations photovoltaïques dans le réseau interconnecté d Europe continentale lors d'une journée de fonctionnement normale et le 2 mars Figure 2: Fréquence de réseau et écarts de réglage des réseaux avec une injection importante issue d installations pv les 19 et 2 mars Figure 3: Écart de réglage et activation de la réserve de puissance de réglage secondaire suisse et échange d'électricité avec l étranger le 2 mars Figure 4: Charge réseau totale Suisse le matin du 2 mars Figure 5: La charge réseau verticale en Suisse dans les matinées du 19 et du 2 mars Figure 6: Température des conducteurs de la ligne de Bernina le matin du 2 mars Figure 7: Prix du marché pour les produits par tranches de 15 minutes sur le marché intra-day en Allemagne les 19 et 2 mars Figure 8: Quantité d'énergie négociée pour les produits par tranches de 15 minutes sur le marché intra-day d Allemagne les 19 et 2 mars Liste des abréviations ACE Area Control Error CCHT Courant continu à haute tension EAS ENTSO-E Awareness System ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity (Association des gestionnaires de réseau de transport européens EUR Euro GW Hz MW MWh pv TSO Gigawatt Hertz Mégawatt Mégawattheure Énergie photovoltaïque Transmission System Operator (Gestionnaire de réseau de transport) Auteurs Walter Sattinger, Ingénieur, expert Grid Management, membre de «Swissgrid Taskforce Solar Eclipse». Jeanine Glarner, lic. phil., historienne, Senior Communications Manager, membre de «Swissgrid Taskforce Solar Eclipse». S wissgrid SA Werkstrasse 12 CH-58 Laufenburg Dammstrasse 3 CH-57 Frick Route des Flumeaux 41 CH-18 Prilly Téléphone Fax info@s wissgrid.ch wissgrid.ch FAC41_f157 / juillet 215