Pendant la majeure partie de la dernière décennie, le secteur des énergies renouvelables a mesuré son succès en termes de volume : davantage d’énergie éolienne, davantage d’énergie solaire, davantage de capacité de stockage ajoutée au réseau. Cette course est en grande partie remportée. Le défi le plus difficile, maintenant que les énergies renouvelables sont en passe de représenter la majeure partie de nombreux réseaux, consiste à maintenir une offre suffisamment stable et prévisible pour que les gestionnaires de réseau puissent s’y fier comme ils comptaient autrefois sur la production conventionnelle.
Dans un article rédigé pour Energy Global, Ricardo Wigman, directeur des opérations Power Factors, affirme que la prochaine étape pour le secteur ne consistera pas tant à augmenter la puissance installée qu'à rendre les mégawatts déjà installés disponibles à la demande.
L'intermittence commence à se révéler comme un problème financier, et non plus seulement technique. À elle seule, l'Espagne pourrait voir ses restrictions de production solaire non compensées dépasser les 3 TWh (soit environ 2,5 % de la production totale) en 2026 et 2027.
L'énergie renouvelable disponible à la demande (FDRE), qui associe des installations de production à des systèmes de stockage par batterie afin qu'un site puisse garantir son approvisionnement même par temps nuageux ou sans vent, s'impose progressivement comme la référence exigée par les gestionnaires de réseau, remplaçant ainsi les objectifs moins contraignants axés sur des installations autonomes.
Les centrales électriques virtuelles (VPP), qui coordonnent des sites hybrides géographiquement dispersés pour former une seule entité dispatchable, s'imposent progressivement comme la solution pratique pour respecter des engagements d'approvisionnement plus stricts, une leçon renforcée par la panne générale qui a touché la péninsule ibérique en 2025, laquelle a mis en évidence les limites d'actifs situés au même endroit mais non coordonnés.
Le temps ne cesse pas d'être imprévisible simplement parce qu'une installation est équipée de batteries. Ce qui a changé, c'est la capacité à coordonner la production et le stockage en temps réel, en réagissant aux signaux du marché et aux conditions du réseau plutôt que de faire fonctionner chaque installation de manière autonome. Les systèmes hybrides peuvent faire fonctionner leurs batteries par micro-cycles pour corriger les petits écarts de fréquence dès qu'ils surviennent, ce qui contribue à maintenir le réseau à sa fréquence nominale de 50 Hz ou 60 Hz et réduit le risque de perturbations, de coupures de courant et de dommages matériels résultant de l'accumulation de ces écarts.
Les centrales électriques virtuelles reprennent cette même logique et l’appliquent à l’ensemble des sites, et non plus à un seul. Un système de gestion énergétique partagé peut traiter les installations solaires, éoliennes et de stockage situées à des centaines de kilomètres les unes des autres comme une seule unité dispatchable, en équilibrant la production entre toutes ces installations plutôt qu’en optimisant chacune d’entre elles de manière isolée. Power Factors mettre en service en 2026 en Afrique du Sud un projet qui répond exactement à ce principe : deux sites hybrides distants de 900 km fonctionnant comme une seule centrale électrique virtuelle (VPP), ce qui devrait permettre d’éviter la réduction de la production d’environ 40 GWh par an. Il s’agit d’un premier aperçu de ce que la stabilité du réseau à grande échelle est susceptible d’exiger au cours de la prochaine décennie.
À propos de Ricardo : Ricardo Wigman est directeur des opérations chez Power Factors, où il supervise la mise en œuvre des technologies de gestion des énergies renouvelables de l'entreprise, notamment ses solutions hybrides pour les actifs et ses solutions de centrales électriques virtuelles.
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