Bien qu'elle recoure aux meilleurs calculateurs et modèles mondiaux, la prévision des conditions météo est souvent erronée. Aussi en est-il la prévision de la production éolienne. Quand on parle de prévision, il faut considérer le temps (semaine, jour, heure...) et l'espace (l'échelle géographique, le réseau). En effet la variabilité ne doit pas être considérée à l'échelle d'une seule ferme éolienne car des variations très significatives de la production peuvent être observées (de l'ordre d'une minute) mais à l'échelle d'un pays où les productions éoliennes foisonnent entre elles.
Pour illustration, respectivement les taux d'erreur constatés d'abord sur un large territoire, puis sur un point particulier de territoire :
-> 7 jours d'anticipation (calculé 1 fois par jour) : 40%, 80%
-> 2 jours d'anticipation (calculé 4 fois par jour) : 16%, 40%
-> 4h d'anticipations (calculé 48 fois par jour) : 8%, 30%
Comment gérer cette variabilité dans l'ajustement offre / demande ?
1/ Influer sur la demande. C'est un autre sujet, mais prometteur (smart grid, tarification temps réel des pointes, etc.).
2/ Adapter les réserves qui sont constituées pour faire face aux aléas sur le réseau.
La production éolienne introduit un nouvel aléa dans le système à tous les horizons de temps (année, jour, heure, minute, seconde). Le calcul des marges du système devra donc prendre en compte cette variabilité. A titre d'illustration, le National Grid Consulting estime ("Operation the transmission network in 2020") que les réserves d'ajustement à court terme du Royaume Uni (Short Term Operating Reserve Requirement -STORR) devraient passer de 4GW à 8GW pour gérer le passage de 5% à 30% d'énergie éolienne en 2020.
La DOAAT (EDF) a révélé des résultats d'études à l'occasion du Printemps de la recherche de EDF R&D (8 octobre 2009). Elle estime qu'en 2020 (25GW d'éolien en France) :
- Le différentiel de prévision à 5 jours pourrait être de plus ou moins 3GW
- 20% du temps, sur une plage de 6h de production, la différentiel de vent pourrait dépasser 2GW
Par ailleurs, en matière d'impact sur les réserves mobilisables permettant de palier aux erreurs de prévision :
- Il n'y aurait pas d'impacts en volume sur la réserve primaire (échelle de temps : seconde) car l'exigence de tenue aux défauts des "Grids codes" permettent aux gestionnaires de se prémunir d'une perte massive et simultanée d'un grand nombre de fermes éoliennes en leur imposant de rester connectées lors de creux de tension ou fréquence.
- Il n'y aurait pas d'impact en volume sur la réserve secondaire (échelle de temps : 15 minutes) car à cette échelle la production éolienne ne varie pas (bonne prévisibilité, foisonnement)
- En infrajournalier, 4% d'erreur de la prévision à 2h représente 220MW avec 10GW d'éolien, 4 fois plus (880MW) avec 22GW d'éolien. Il faudrait une couverture en réserve tertiaire équivalente à cette erreur.
La constitution de ces réserves mobilisables est donc un enjeux majeur, que ce soit sous forme de moyens de productions (de préférence décarbonés) ou sous forme de moyens de stockage; mais c'est aussi de formidables défis, par exemple :
-> En se développant (conjointement au nucléaire en France, peu flexible), l'éolien se substituerait à des moyens de production de pointe (principalement thermiques)
-> L'énergie est encore difficilement stockable en dehors de l'hydraulique qui atteint ses limites en France, d'où la nécessité d'innovations technologiques
-> La gestion des futurs leviers (offre ou demande, stockage ou production, ...) implique un développement des technologies de l'information sur l'ensemble de la chaine de valeur, ainsi que la mise au point de nouveaux modèles économiques
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