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Grand froid : 1°C en moins = 2000 MW en plus pour le réseau

Par Ana Lutzky - Publié le 15 décembre 2009, à 17h 18

Interview de Brigitte Peyron, la directrice accès réseau de RTE (Réseau de transport électrique). Cette dernière répond sur les enjeux de l'éolien pour le réseau électrique, et l'impact des conditions météorologiques sur les prévisions de consommation d'électricité.

En quoi le nouvel outil de prévision des productions des énergies éolienne et photovoltaïque "IPES", dévoilé par RTE le 30 novembre, est-il important ?

L’outil IPES est extrêmement important pour intégrer des productions qui ne sont pas programmables. Avec l’énergie thermique ou par combustible, le producteur peut prévoir les quantités d’électricité qu’il injectera dans le réseau. Une ferme éolienne ne le peut pas. Il faut dès lors pallier cette intermittence en termes de gestion du réseau électrique. Or des marges sont nécessaires pour faire face aux différents aléas tels que des arrêts brutaux et fortuits de groupes de production d’électricité. Plus les aléas sont importants, plus la marge doit être importante, et plus les coûts sont répercutés aux acteurs. IPES permet une bonne prévision du parc éolien, au moins à quelques heures, et pour le grand photovoltaïque lorsqu’il se développera.

Comment fonctionne IPES ?

Au-delà de 5000 MW de fermes éoliennes, il est indispensable de faire observer le comportement de ces fermes éoliennes, pour pouvoir en temps réel connaître leur état, savoir lesquelles fonctionnent. Ces données sont croisées avec des données météorologiques, dans un modèle de calcul qui donne une bonne prévisibilité de la production dans les heures qui viennent. 4300 MW d’éolien sont aujourd’hui raccordés au réseau en métropole. Les prévisions de consommation d’électricité sont très sensibles à la température : un degré celsius en moins, c’est 2000 MW de consommation supplémentaire, soit l’équivalent de deux tranches nucléaires. Une variation d’un degré celsius de la température fait varier la consommation de 4000 à 45000 MW en Europe, dont la moitié en France, du fait de la prévalence du chauffage électrique.

Vous êtes-vous inspirés avec IPES de ce que fait le gestionnaire de réseau espagnol ?

Deux pays européens aujourd’hui parient fortement sur l’éolien : l’Allemagne et l’Espagne. Si l’on compare leurs courbes de raccordement au réseau et celle de la France, on voit la même évolution avec six ans d’écart. Or la France s’est fixé des objectifs ambitieux pour 2020 : raccorder 19.000 MW d’éolien terrestre et 6.000 MW d’éolien en offshore. Nous sommes donc allés voir ce qu’avaient fait nos homologues espagnol, danois : ces derniers ont en effet développé des outils de la même nature.

Y a-t-il une problématique de réseau forte en France, qui pourrait bloquer le développement de l’éolien ?

Le gestionnaire de réseau doit réaliser l’infrastructure de réseau pour transporter l’énergie. Les fermes sont rarement là où se situent les centres de consommation. Il est absolument nécessaire de construire le réseau pour rallier les deux : c’est un grand enjeu. Si le problème de l’acceptabilité sociale est posé partout, les Espagnols ont pu réaliser les infrastructures nécessaires, les Allemands viennent de passer une loi pour réaliser un certain nombre d’infrastructures. Il nous faut un milliard d'euros d’investissements d’ici 2020 pour que le pari soit tenable en France. Un projet est d’ailleurs en cours pour construire une ligne d’interconnexion entre la France et l’Espagne, afin de permettre un meilleur secours mutuel. En mars par exemple, les Espagnols ont dû arrêter des parcs éoliens faute de pouvoir évacuer l’électricité dans un réseau surchargé : avec une interconnexion vers la France, ce ne sera plus le cas.