I Introduction
Depuis l’été 2010, le gestionnaire du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Electricité) fournit sur son site web[3] un suivi quart d’heure par quart d’heure de la consommation électrique, des divers modes de production d’électricité de l’hexagone ainsi que le solde import-export. L’analyse de ces chiffres permet d’obtenir une vue globale du comportement du système électrique. Dans celui-ci apparaît maintenant de façon identifiée une composante intermittente importante : l’éolien[4].
Ce document se propose d’utiliser les 11712 ensembles de données correspondant aux quatre derniers mois de l’année 2010 pour mettre en évidence certaines caractéristiques des modes de consommation et de production français. En particulier, on s’attachera à montrer, qu’en ce qui concerne l’éolien, comme l’indique le titre de ce document, il est justifié d’étendre la dimension d’espace de la formulation originelle de l’Evangéliste (Jean, Chapitre 3, Verset 8) au domaine spatio-temporel. En effet, les chiffres de RTE montrent bien, à propos de l’éolien, la complète « indifférence » de la Nature, abondamment commentée par les romantiques[5], vis-à-vis des désirs de la société française. L’électricité éolienne, payée pourtant au prix fort par le citoyen (l’Etat possédant près de 85% d’Electricité de France) et le consommateur (via la Contribution au Service Public d’Electricité ou CSPE sur sa facture), ne contribue donc pas, bien au contraire, à la solidité et à la sécurité de notre système électrique.
II Les données de RTE pour la période Septembre à Décembre 2010 ; approche temporelle
On peut considérer les données RTE selon un suivi temporel par quarts d’heure consécutifs. Les figures 1 (une semaine) et 2 (une quinzaine) sont deux exemples de telles présentations. Elles ont été choisies car, comme on le verra, elles illustrent deux situations météorologiques automnales différentes. Dans cette section, nous allons nous concentrer sur l’étude de l’enveloppe supérieure des courbes qui correspond à la puissance consommée par le pays. Les autres informations fournies par ces figures seront commentées plus loin et en particulier dans la Section IV consacrée à l’énergie éolienne.
Fig.1 Empilement des divers modes de production électrique pour la semaine du 8 au 14 novembre 2010. En vertical sont indiquées les puissances instantanées en MW. Les chiffres sur l’axe des abscisses correspondent aux numéros des quarts d’heure à partir du 1er Septembre 0h. Les valeurs croissent par intervalle de 96 quarts d’heure, soit un jour. La légende fournit le code couleur des productions selon la nomenclature RTE[6]. Des valeurs négatives de l’enveloppe inférieure du tracé correspondent à un solde exportateur. Lorsqu’il y a importation d’électricité celle-ci apparaît en bas de la figure comme une zone rouge sombre.
Bien que très différentes quantitativement, ces deux figures mettent en évidence la structuration de la consommation en cinq jours ouvrés et deux jours de week-end. Sur la première figure, on voit aussi les effets de réduction de la consommation pendant le « pont » qui a commencé dès le jeudi 11 Novembre (quarts d’heure numérotés de 6817 à 6913). On distingue aussi la structure journalière usuelle de la consommation des jours de semaine où un creux de demande nocturne est suivi d’une première bosse de demande électrique au moment du démarrage de l’activité (9h-10h), d’une décroissance graduelle jusque vers 17h, puis d’un fort pic d’appel de courant vers 18-20h au moment où, de retour au foyer, les ménages mettent en marche divers équipements électriques, voire leur chauffage électrique pour la soirée.
Fig.2 Empilement des divers modes de production électrique pour la quinzaine du 20 Novembre au 5 Décembre 2010. En vertical sont indiquées les puissances instantanées en MW. Les chiffres sur l’axe des abscisses correspondent aux numéros des quarts d’heure à partir du 1er Septembre 0h. Les valeurs croissent par intervalle de 96 quarts d’heure, soit un jour. La légende fournit le code couleur des productions selon la nomenclature de RTE. Des valeurs négatives de l’enveloppe inférieure du tracé correspondent à un solde exportateur. Lorsqu’il y a importation d’électricité celle-ci apparaît en bas de la figure comme une zone rouge sombre.
Sur la figure 1, le niveau moyen de consommation oscillant entre 40GW et 70GW reflète la douceur des températures sur la France sur la fin de la semaine considérée ainsi, bien sûr, que la baisse d’activité associée au pont du 11 Novembre. Les contributions des énergies fossiles (noir et jaune) étant réduites à un minimum, on peut d’ores et déjà dire, que, pendant ces jours-là, les émissions CO2 du parc n’auraient pu être diminuées par un parc éolien plus important (le Grenelle demande une multiplication de sa capacité par 5). La figure 2 correspond au contraire à une vague de froid automnale précoce survenue quelques jours plus tard. Des pointes de 90 GW de consommation ont alors été observées. On constate que le nucléaire ayant atteint son palier (zone rose, mise en route à leur maximum de toutes les centrales opérationnelles à ce moment),de même que le gaz (zone jaune d’or) la contribution éolienne étant une grande partie du temps très faible (vert), il a fallu importer du courant (zone rouge sombre) et faire « donner » les centrales à charbon (noir) et les moyens de pointe (jaune citron).
Fig.3 Empilement des divers modes de production électrique pour les 18 semaines du 1er Septembre au 31 Décembre 2010. En vertical sont indiquées les puissances instantanées en MW après un lissage glissant[7] portant sur un intervalle de 96 quarts d’heure consécutifs, soit un jour. Les chiffres sur l’axe des abscisses correspondent aux numéros des quarts d’heure à partir du 1er Septembre 0h. Les valeurs reportées croissent par intervalles de 672 quarts d’heure, soit une semaine. La légende fournit le code couleur des productions selon la nomenclature de RTE. Des valeurs négatives de l’enveloppe inférieure du tracé correspondent à un solde exportateur du pays. Lorsqu’il y a importation d’électricité celle-ci apparaît en bas de la figure comme une zone rouge sombre.
Une limitation de ce type de graphique ordonné temporellement tient à ce que la compression horizontale des oscillations journalières tend à rendre les courbes d’autant moins lisibles que la période considérée est plus longue (plusieurs mois, par exemple). Une possibilité pour contourner ce problème consiste à dessiner des moyennes, par exemple journalières (sur 96 quarts d’heure consécutifs), comme sur la figure 3. Ce faisant, la structure journalière de la consommation disparaît alors que la structure hebdomadaire (5+2) est-elle préservée.
Par contre, si ce lissage permet bien de suivre les grandes tendances saisonnières ou les épisodes climatiques (vagues de froid de la fin Novembre et de Décembre), il ne permet plus d’apprécier les contraintes associées à la pointe. Or, les jours ouvrés, les demandes de pointe en début de soirée peuvent excéder les moyennes journalières de plus de 5GW et poser de véritables problèmes d’approvisionnement au réseau. En conséquence, seule l’analyse par quart d’heure permet d’apprécier l’impact d’énergies rapidement fluctuantes sur la gestion des autres productions électriques lors d’évènements exceptionnels tels que les grands froids. Cela sera d’autant plus vrai dans les études de la corrélation temporelle des productions intermittentes sur l’ensemble de l’Europe; productions dont l’impact peut devenir dominant sur la stabilité d’un réseau interconnecté.
