IV L’éolien de la France continentale
L’étude des contributions de l’ensemble des modes de production pilotables de la France a montré qu’ils étaient mis en service en cohérence avec la demande d’électricité du pays et autant que possible avec l’étagement de leurs coûts respectifs (principe du « merit order »)[13]. Depuis l’été 2010, les chiffres de la production éolienne française sont enfin devenus disponibles (Ils l’étaient depuis des années au Danemark, en Allemagne et en Espagne[14]). Sur la période Septembre-Décembre 2010, la puissance des éoliennes installées en France continentale a cru de façon régulière de 5GW jusqu’à presque 5,2GW. Un suivi de la courbe de croissance de ce parc à partir des données du site www.suivi-eolien.comdonne pour les quatre mois une valeur moyenne de 5,1GW. La figure 14 présente l’évolution de la puissance instantanée livrée par le parc éolien au réseau RTE sur la fin de l’année 2010.
Cette courbe traduit les fortes fluctuations typiques de ce mode de production, fluctuations sans corrélations bien sûr avec les variations de la demande. La puissance moyenne a été de 1,19 GW soit un facteur de charge légèrement supérieur à 23%. De plus, on observe que l’effet de lissage par « foisonnement » (argumenté par l’ADEME sur la base de l’existence en France de trois façades maritimes dont les productions ne seraient pas corrélées) est très partiel. Ainsi l’éolien peut être absent sur tout le territoire sur de longues périodes (Septembre, ou fin Novembre[15]). En l’occurrence, c’est plutôt la révélation de Saint Jean qui semble validée : « le vent souffle où il veut ».
Fig.14 Evolution temporelle de la puissance éolienne (en MW) en France continentale sur la période du 1er Septembre au 31 Décembre 2010. La ligne horizontale bleue donne la puissance installée (moyenne sur la période considérée) du parc éolien en France continentale (5,1GW). La ligne verte donne la puissance éolienne moyenne (1,2GW). La ligne violette donne la puissance « garantie à 95% » (390MW, voir texte).
La notion de puissance « garantie » présentée à la figure 14 correspond à une puissance disponible au moins 95% du temps[16]. Elle s’élève à 393 MW, soit seulement 8% de la puissance éolienne installée. Ce chiffre donne une indication de l’ordre de grandeur de la puissance de centrale pilotable dont la construction aurait pu être épargnée par l’installation des 5,1 GW éolien.
Une autre façon d’analyser la contribution éolienne consiste à compter le nombre de quarts d’heure pour lesquels la puissance éolienne a été comprise dans des intervalles de puissance de largeur 250 MW pris dans l’intervalle [0, 5GW]. Ces nombres sont reportés dans la figure 15.
Fig.15 Distribution du nombre de quarts d’heure en % du nombre total (11712) selon les intervalles de puissance éolienne en France continentale (largeur d’intervalle 250 MW)
Comme on pouvait s’y attendre, compte tenu de la puissance moyenne sur les quatre mois (1,19 GW), la distribution de la figure 15 passe par un maximum entre 0,750 et 1,250GW. C’est seulement pour un pourcentage faible du temps que la production a dépassé la moitié de la puissance installée. La probabilité pour que la puissance livrée soit comprise entre 0 et 10% de la puissance installée (soit moins de 500MW) est plus grande que la probabilité qu’elle soit dans l’intervalle [50%, 100%]. De fait, sur les quatre mois étudiés dans ce document, le facteur de charge du parc éolien n’a atteint 80% que pendant quelques jours[17]. Ce phénomène se distingue bien sur la figure 1. A partir du milieu de la semaine, la zone verte devient bien visible.
La figure 16 analyse cette période exceptionnelle qui va du 11 au 14 Novembre pendant laquelle la puissance éolienne livrée a pu dépasser 3 GW. Comme la demande de puissance électrique était très faible à cause d’une part du pont du 11 Novembre, d’autre part des températures clémentes, les centrales à combustible fossile étaient à l’arrêt. L’équilibre production-consommation a donc dû être géré essentiellement par l’hydraulique de barrage et le nucléaire. La partie droite de la figure 16, qui donne l’évolution de la puissance nucléaire sur cette période, montre qu’EDF a su la faire décroitre puis la faire augmenter de 8 GW en seulement quelques heures. Ceci illustre le fait que, contrairement à ce qui est parfois écrit, le nucléaire n’est pas qu’une énergie de base[18] mais peut tout à fait participer à la régulation de la puissance (pilotage dit « en mode gris »).
Fig.16 Evolution temporelle des puissances éolienne (à gauche) et nucléaire (à droite) (MW) pendant le « pont » du 11 Novembre (11-14 Novembre). Les valeurs en abscisse donnent le numéro des quarts d’heure depuis le 1er Septembre 2010. Les numéros sont espacés de 96, c.a.d. un jour.
Sur la figure 17 on compare les évolutions pendant le mois de Novembre de la puissance éolienne (échelle de gauche) et de la température moyenne relevée à Toussus le Noble. Ce site a été retenu car, situé loin des effets perturbateurs des grandes agglomérations, il correspond aussi à peu près au centre de gravité géographique du parc éolien français[19]. Les pics de production éolienne du début du mois correspondent à des remontées de températures associés à l’arrivée de dépressions atlantiques tièdes. C’est en particulier le cas pour la période faste comprise entre le 11 et le 14 Novembre. Par contre à la fin du même mois on observe pour les deux courbes (puissance éolienne et température) un comportement typique de l’installation d’un anticyclone d’hiver. On constate d’une part une forte chute de la production éolienne et d’autre part l’établissement progressif d’une période de grand froid (une descente graduelle des températures qui s’accompagne de consommations électriques croissantes[20]). Cette faiblesse de la production éolienne lorsque s’installe l’anticyclone venu de la Sibérie a déjà été observée à l’étranger lors de précédentes grandes vagues de froid comme en France durant les grands froids de Janvier 2010. Ces épisodes sont analysés dans l’appendice B.
Fig.17 Comparaison des évolutions temporelles de la puissance éolienne (courbe bleue) et des températures à Toussus le Noble (courbe marron) sur le mois de Novembre 2010. La numérotation des quarts d’heure commence ici au 1er Novembre 0h.
Les figures 18 et 19 donnent les gradients[21] de la puissance éolienne et de la puissance appelée respectivement (unité MW/h). On constate que les premiers dépassent souvent 200 MW/h et peut parfois atteindre 400 MW/h[22]. Lorsque le parc éolien aura atteint les objectifs du Grenelle (25 GW à l’horizon 2020) et sera devenu cinq fois plus important, il deviendra donc nécessaire de garder en « standby » une puissance d’environ 2 GW avec une cinétique rapide pour gérer les fluctuations éoliennes. La comparaison avec la figure 19 et le détail des jours froids montre que les gradients de consommation s’élèvent à environ 6 GW/h. Lorsque 25 GW d’éoliennes auront été déployés, la difficulté de la gestion des cinétiques de variation sera en valeur absolue augmentée de 30%[23].
Fig.18 Evolution temporelle des gradients de puissance éolienne (en MW/h) sur la période du 1er Septembre au 31 Décembre 2010.
Fig.19 Evolution temporelle des gradients de puissance appelée (en MW/h) sur la période du 1er Septembre au 31 Décembre 2010.
Finalement la figure 20, construite de façon identique aux figures 8 à 13, montre que l’éolien se comporte de façon très différente des autres moyens de production. En valeur moyenne, quelles que soient les puissances appelées, la puissance éolienne est restée à peu près égale à la valeur moyenne sur toute la période considérée. L’éolien n’a donc pas contribué particulièrement à la couverture en électricité du pays au moment où celui-ci en avait particulièrement besoin.
Fig.20 Puissance moyenne (MW) livrée par le parc éolien français en fonction d’intervalles de puissance électrique consommée en France (largeur des intervalles de 2,5 GW). Sur la période du 1er Septembre au 31 Décembre, la puissance éolienne moyenne a été de 1,19 GW.
V Conclusion
L’analyse des données de RTE sur la période Septembre-Décembre 2010 montre que l’ensemble des moyens de production pilotables se sont ajustés aux besoins en électricité du pays. Leur mise en route a été dictée par le principe du « merit order » en tenant compte bien sûr du niveau de disponibilité des parcs à chaque instant. Seuls 55 GW du parc nucléaire étaient disponibles en Décembre pour répondre aux forts appels de puissance lors d’un épisode de froid marqué.
Par contre la puissance éolienne a été fortement fluctuante d’heure en heure, d’un jour à l’autre, d’un mois à l’autre sans relation avec la puissance appelée[24]. D’un point de vue temporel, on est donc en présence d’une énergie changeante et peu prévisible[25]. Sur la base des chiffres RTE pour la fin de l’année 2010, on peut estimer que lorsque les objectifs éoliens du Grenelle auront été atteints (25 GW[26]) il sera nécessaire de garder en réserve, prêt à réagir, l’équivalent de deux GW de centrales à cinétique rapide de façon à compenser des gradients intempestifs de la puissance du vent.
Cependant, l’éolien montre un caractère prévisible dans un type particulier de situation météorologique : les périodes anticycloniques, qu’elles correspondent à des canicules (Aout 2003, voir EON-Wind-Report-2004) ou à des vagues de froid (France, Janvier 2010 ou seconde moitié de Novembre 2010). Dans ces périodes où le pays a un besoin particulier d’électricité (climatisation ou chauffage), les éoliennes produisent souvent peu. On notera aussi que les données RTE ne mettent pas particulièrement en évidence le phénomène de lissage temporel de la production qui résulterait d’un effet de « foisonnement géographique sur nos trois zones de vent » (rhétorique de l’ADEME). Dans une période aussi favorable que l’automne, le facteur de charge de l’éolien français est voisin de 23% proche de celui de 2009. Finalement, l’analyse des moyennes sur des intervalles importants de puissance consommée (2,5 GW), montre que, au contraire de ce qu’on observe pour tous les autres moyens de production du parc français tels que recensés par RTE, la production éolienne est une énergie fatale qui n’est pas corrélée aux besoins en électricité des Français.
