L’intégration de l’éolien, du solaire et du stockage nécessite plus que de la bonne volonté : elle requiert une électronique de puissance capable de garantir la stabilité, la qualité et la prévisibilité du réseau. C’est précisément ici que le SMARES apporte un changement pratique.
| Pas de temps ? Voici l’essentiel : |
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| ✅ Convertisseur multiniveau modulaire jusqu’à 6 MVA stabilise le réseau, contrôle la puissance active/réactive et améliore la qualité de l’énergie ⚡ |
| ✅ Stockage intégré gère les pics, stabilise la production et permet des services de réseau tels que le soutien de fréquence et le démarrage à froid 🔋 |
| ✅ Projet mené par GPTech, financé par ERA-Net Smart Grid Plus, avec démonstration dans le parc de EDP Renováveis au Portugal 🇵🇹 |
| ✅ NEW R&D et E-REDES coordonnent les cas d’utilisation, les règlements et les tests opérationnels pour une validation réaliste 🧪 |
Intégration intelligente avec une électronique de puissance de dernière génération : pourquoi le SMARES est important
Lorsque le vent souffle plus fort pendant la nuit et que la demande d’énergie est faible, le réseau a besoin de « muscle » électronique pour absorber, ajuster et fournir de l’énergie avec qualité. Sans cette couche, des fluctuations, des pertes et même des coupures de production se produisent. Le SMARES nait pour résoudre ce désaccord entre la variabilité des sources renouvelables et la prévisibilité que le réseau exige.
Au cœur de la proposition se trouve un convertisseur multiniveau modulaire (MMC) jusqu’à 6 MVA, conçu pour un contrôle fin de la puissance active et réactive, une réponse rapide aux perturbations, et pour fonctionner à la fois comme un suiveur de réseau (grid-following) et comme un formateur de réseau (grid-forming) dans des configurations avec du stockage. Cette flexibilité est cruciale dans des contextes avec une forte pénétration des renouvelables, où l’inertie électromécanique traditionnelle du réseau diminue et la stabilité dynamique doit être synthétisée par le contrôle.
En termes simples, le convertisseur agit comme un chef d’orchestre : il lit la partition du réseau (tension, fréquence, harmoniques), décide en millisecondes comment chaque « section » de sous-modules doit jouer, et livre une forme d’onde propre, avec faible distorsion harmonique et soutien de tension local. Les jours de rafales, il « maintient » l’excitation ; dans les rampes de nuages, il « remplit » la vallée. Et s’il y a des batteries, il coordonne la charge/décharge afin de transformer une production capricieuse en puissance ferme.
Pour ceux qui regardent un projet réel – comme un ensemble éolien sur la côte portugaise – les gains sont palpables : moins de flicker dans les villages voisins, moins d’activations inutiles de protections, et une opération plus prévisible pour l’opérateur de réseau. En termes réglementaires, la capacité de respecter les exigences de fault-ride-through, de limitation de montée/descente de puissance et de contribution avec puissance réactive sous des anomalies de tension n’est plus optionnelle ; c’est la licence pour opérer.
Un scénario pratique illustre : un soir, la consommation augmente avec les cuisines et les douches, tandis que le vent diminue. Sans coordination, la chute de la production éolienne peut exiger l’activation de centrales thermiques. Avec le SMARES couplé à un système de stockage, une partie de l’énergie produite pendant les heures de forte vent est libérée pour adoucir la transition, réduisant ainsi les coûts et les émissions. La gestion intelligente de la puissance réactive améliore également la tension dans les câbles longs, évitant les pertes.
Un autre point à considérer : la qualité de l’énergie. Les harmoniques d’ordre élevé, les déséquilibres et les variations de tension usent les transformateurs, raccourcissent la durée de vie des appareils électroménagers et créent un inconfort dans l’éclairage. Le convertisseur multiniveau modulaire a été choisi en raison de son excellente performance harmonique, ce qui réduit le besoin de filtres passifs volumineux et augmente l’efficacité globale du système.
En alignant une technologie de pointe avec les exigences du réseau et les objectifs environnementaux, le SMARES montre qu’il est possible d’accueillir plus de renouvelables sans sacrifier la fiabilité. Résultat final ? Plus d’énergie propre exploitée, moins de gaspillage et un réseau qui respire avec stabilité.
Convertisseur multiniveau modulaire jusqu’à 6 MVA : architecture, contrôle et bénéfices pratiques
Le cœur technologique du SMARES est un MMC « clé en main » jusqu’à 6 MVA, dessiné, construit, testé, validé et certifié pour fonctionner dans des contextes de haute exigence. Cette architecture utilise des sous-modules en série qui « empilent » des niveaux de tension, permettant des formes d’onde plus douces et des pertes moindres par rapport à des onduleurs à deux ou trois niveaux. La modularité apporte des avantages concrets : maintenance par modules, redondance et facilité d’expansion.
Dans la pratique, chaque sous-module dispose de son propre contrôle, et l’ensemble est coordonné par une couche de supervision qui décide combien de puissance active et réactive sera délivrée à chaque instant. En fonctionnement normal, l’algorithme travaille pour maintenir le facteur de puissance et la distorzione harmonique totale (THD) dans des limites strictes ; en cas de perturbations, il assume rapidement des fonctions de soutien, telles que l’injection de réactive pour maintenir la tension et limiter les courants de court-circuit. Quand c’est nécessaire, il fonctionne en mode grid-forming, définissant la tension et la fréquence locales dans des micro-réseaux avec stockage.
Contrôle de la puissance active/réactive et qualité de l’énergie
Le contrôle de la puissance active suit les références du dispatch énergétique et de la disponibilité du vent, respectant des rampes configurables pour éviter des chocs sur le réseau. La puissance réactive est ajustée en fonction du profil de tension et des contraintes de ligne, contribuant à réduire les pertes et à maintenir la qualité de la fourniture. Dans des conditions spécifiques, le convertisseur peut émuler une inertie synthétique, réagissant aux variations de fréquence comme le ferait une turbine lourde, mais avec l’agilité de l’électronique.
Un autre point pratique est l’intégration avec des systèmes de Energy Management (EMS) et de supervision SCADA. Cela permet de mettre en œuvre des stratégies telles que le curtailment intelligent, le peak shaving et des services auxiliaires de manière coordonnée, avec une télémétrie de haute résolution et une cybersécurité appliquée. Le résultat est moins d’incertitude pour l’opérateur et une plus grande prévisibilité des revenus pour le projet, notamment sur les marchés qui rémunèrent les services de réseau.
Sur le plan institutionnel, le projet est dirigé par Green Power Technologies (GPTech), avec un financement de ERA‑Net Smart Grid Plus. Ce cadre favorise la maturité de la solution, garantissant son alignement avec les pratiques européennes et les mécanismes de certification. L’approche « du papier au prototype et à la validation » accélère la courbe d’apprentissage et réduit le fossé entre le laboratoire et le terrain.
Pour ceux qui prévoient des projets, le message est clair : un MMC de 6 MVA bien intégré peut réduire le besoin d’équipements passifs volumineux, optimiser l’utilisation des câbles et des transformateurs, et fournir une qualité de l’énergie compatible avec les environnements sensibles. C’est l’ingénierie au service de la fiabilité, avec un impact palpable sur l’exploitation quotidienne.
En mettant la stabilité au centre de la conception, la solution prépare le terrain pour l’étape suivante : coupler le stockage et capturer de la valeur là où le réseau en a le plus besoin.
Stockage intégré et éolien : quand les batteries multiplient la valeur de l’énergie
Si le convertisseur est le chef d’orchestre, le stockage est la maison des machines silencieuse qui garantit le spectacle. Associer des batteries à un parc éolien permet de transformer de l’énergie variable en puissance prévisible, avec une valeur ajoutée par les services de réseau. Pensez à un système de 6 MVA avec 20–30 MWh : il y a suffisamment de puissance pour adoucir les rampes, « stabiliser » les contrats et fournir un soutien de fréquence pendant des dizaines de minutes — un temps critique pour l’opérateur pour prendre des décisions et équilibrer le système.
Le premier gain est le firming : réduire la variance de la production et respecter des fenêtres contractuelles plus étroites. Deuxièmement, le peak shaving aide à alléger les congestions du réseau local, évitant ainsi des pénalités. Troisièmement, la batterie permet des services auxiliaires tels que la régulation secondaire, le contrôle de tension et black-start dans des micro-réseaux. Et, lorsque le prix horaire est bas, elle se charge ; lorsque cela augmente, elle se décharge — toujours dans les règles d’usure et de fenêtre de fonctionnement sécurisé.
Un exemple réaliste : par une nuit de vent fort, la batterie se charge jusqu’à 80 % de l’état de charge. Le lendemain matin, avec une forte consommation résidentielle, le système se décharge de manière contrôlée pour maintenir la puissance livrée à un niveau contractuel. Si la fréquence chute à la suite d’un événement sur le réseau, une partie de la décharge est détournée pour un soutien de fréquence, stabilisant le système et évitant les déconnexions. Tout cela est coordonné par le MMC et le EMS, avec des priorités définies en fonction des événements.
- 🔋 Firming de la génération : adoucit la courbe et réduit les amendes pour écarts.
- ⚡ Services de réseau : puissance réactive, régulation de fréquence et soutien de tension.
- 📉 Réduction des pertes : moins de circulation de réactive et meilleur facteur de puissance.
- 🛡️ Résilience locale : capacité de black-start et opération isolée contrôlée.
Pour orienter les décisions, le tableau ci-dessous résume les stratégies et impacts clés qui guident souvent la conception d’un système éolien + batterie + MMC.
| 🎯 Stratégie | 💡 Objectif pratique | 📊 Indicateur observé | ✅ Résultat attendu |
|---|---|---|---|
| Firming | Fournir de la puissance avec moins de variance | Écart type de la puissance (kW) | 🚀 Moins de curtailment et plus de prévisibilité |
| Peak shaving | Éviter les congestions locales | Charge de ligne (%), tension (V) | 🧊 Soulagement du réseau et moins de pertes |
| Régulation de fréquence | Stabiliser les variations rapides | RoCoF, nadir (Hz) | 🛟 Plus de stabilité systémique |
| Soutien de tension | Maintenir un profil de tension adéquat | Vpu, DHTi | 🌱 Amélioration de la qualité de l’énergie |
| Arbitrage | Acheter à bas prix, vendre à prix élevé | Spread €/MWh | 💶 Recette complémentaire |
En règle générale, le dimensionnement dépend de l’objectif principal. Pour le firming à court terme, 2–4 heures d’autonomie peuvent suffire ; pour l’arbitrage et des services prolongés, 4–6 heures offrent plus de flexibilité. Dans tous les cas, l’intégration avec le MMC de 6 MVA garantit des rampes douces et une qualité de l’énergie conforme au code de réseau.
Au bout du compte, le stockage agit comme un multiplicateur de valeur : il n’augmente pas le vent, mais augmente l’exploitation et l’utilité de l’énergie captée.
Démonstration dans un parc éolien au Portugal : ce qui sera mesuré et comment interpréter
Valider la technologie sur le terrain est ce qui sépare l’intention de la réalité. Le SMARES sera démontré dans un parc éolien portugais de EDP Renováveis, avec une opération intégrée dans l’écosystème de E-REDES. La preuve va au-delà de la connexion et de l’observation : elle implique un plan de test avec des métriques claires, des périodes de mesure distinctes, des événements programmés et une évaluation de l’impact sur le réseau adjacent.
Dans la pratique, l’essai observera des indicateurs comme la distorzione harmonique totale (THD), le flicker, le déséquilibre de tension, la réponse aux baisses de tension (sags) et aux élévations de tension, ainsi que des courbes de puissance active/réactive sous différents scénarios de vent. On évaluera également les rampes maximales, le comportement en cas de contingence et la qualité de la forme d’onde sous des changements rapides de setpoints du EMS. L’ensemble est surveillé avec de l’instrumentation synchronisée dans le temps, permettant des analyses détaillées de cause à effet.
Indicateurs de stabilité et métriques à suivre
Pour l’opérateur, il est important de vérifier comment le MMC contribue à maintenir les tensions sur les barres dans des limites, à réduire les pertes et à améliorer le profil de courant. En cas de fault-ride-through, on mesure la capacité de rester connecté, d’injecter de la puissance réactive et de se rétablir sans dépasser les limites thermiques des composants. Pour la communauté locale, l’accent est mis sur le confort (moins de scintillement des lumières), le bruit électromagnétique et l’absence d’interruptions inutiles.
La méthodologie de validation inclut également un « jumeau numérique » du parc, calibré avec des données réelles, pour tester des stratégies de contrôle avant de les appliquer sur l’actif physique. Cela réduit les risques et accélère l’optimisation. À la fin, on s’attend à démontrer une réduction mesurable de la THD, une plus grande stabilité de la tension et une incidence moindre des événements de protection. Ces résultats donnent confiance aux investisseurs, opérateurs et régulateurs.
Pour ceux qui vivent à proximité, l’impact positif apparaît dans de petits signes : lampes sans scintillement lors des nuits de rafale, moins de micro-interruptions, et une sensation de normalité électrique — un signal silencieux que la technologie fait son travail.
Régulation, cas d’utilisation et étapes pour appliquer dans une installation réelle
Des projets robustes commencent par le respect des réglementations. Au Portugal et dans l’Union européenne, des codes comme le RfG exigent des capacités spécifiques de contrôle de la puissance, de maintien de la charge et de soutien de la tension. Le SMARES a été conçu à la lumière de ces exigences, avec des essais et des certifications qui réduisent la distance jusqu’à l’opération commerciale. Le rôle de NEW R&D est décisif : il dirige la définition des cas d’utilisation, identifie les règlements applicables, prépare le parc et orchestre les tests avec des partenaires comme EDP Renováveis et E-REDES.
Pour transformer des principes en œuvre réalisée, une séquence claire aide à éviter les retards. Ci-dessous, un itinéraire pratique pour ceux qui envisagent d’intégrer l’éolien, l’électronique de puissance et le stockage de manière intelligente.
- 🧭 Diagnostic du réseau et des actifs : mesures de tension, THD, charge des lignes, études d’interconnexion.
- 📐 Définition des objectifs : firming, services de réseau, arbitrage, ou combinaison équilibrée.
- 🧩 Sélection du MMC et du BESS : puissance (MVA), énergie (MWh), topologie, redondances et sécurité.
- 🔗 Intégration EMS/SCADA : priorités, cybersécurité, télémétrie et alarmistique.
- 📜 Conformité réglementaire : exigences de maintien de la charge, rampes, puissance réactive et essais d’acceptation.
- 🧪 Mise en service avec données : FAT/SAT, tests programmés, indicateurs et acceptation par performance.
- ♻️ Exploitation et amélioration continue : analyse des événements, ajustement des contrôleurs, maintenance prédictive.
En termes de modèle commercial, les projets qui combinent MMC de 6 MVA avec du stockage tendent à ouvrir de multiples sources de revenus : meilleur prix moyen pour l’énergie ferme, services auxiliaires, réduction des indisponibilités et synergies en autoconsommation collective. Dans les régions où les réseaux sont fragiles, l’effet de stabilisation peut même débloquer de nouvelles connexions de renouvelables, sans nécessité immédiate de grands renforts d’infrastructure.
Une réalité incontournable en 2026 est la convergence entre des bâtiments efficaces et la génération renouvelable distribuée. Des condominiums avec des toitures solaires, de petites turbines éoliennes et des batteries partagées bénéficient des mêmes logiques de contrôle : qualité de l’énergie, rampes contrôlées et soutien local de tension. La même intelligence qui stabilise un parc de grande taille peut être appliquée à plus petite échelle, valorisant les quartiers et les communautés énergétiques.
Si l’objectif est de faire le premier pas en toute sécurité, le meilleur geste immédiat est simple : cartographier les consommations et les profils de production, lister les contraintes techniques de la connexion et demander une étude préliminaire d’intégration qui prenne en compte l’électronique de puissance, le stockage et les exigences du réseau. Un bon projet commence par un bon diagnostic — et se termine avec de l’énergie propre, stable et utile pour tous.
Source : edp.com
