Prévision de la production éolienne

La prévision de la demande est bien maîtrisé mais la prévision de l'éolien est bien plus difficile, ce qui amène des problèmes non résolus dans les pays où la puissance éolienne devient majoritaire.

Prévision de la demande et de la production

Demande d’électricité : Les gérants du réseau électrique peuvent assez bien prévoir la consommation, tenant compte des prévisions météos et de la couverture nuageuse pour estimer si les bureaux et les ménages vont allumer leurs lampes de jour. Comme il y a un grand nombre d’utilisateurs et de faibles changements d’utilisation, la consommation globale a de faibles variations par rapport aux prévisions.

Production d’électricité : Dans les centrales thermiques à flamme, la production peut être modifiée à la demande. Le nucléaire a une production presque constante mais a des systèmes de pompage pour remédier à la différence de demande jour-nuit.

Un vent fort est souvent irrégulier, soufflant en rafales changeant de minute en minute sur terre ou même plus rapidement par rafales de quelques dizaines de secondes. L’éolien dépend du vent qui peut changer rapidement. Le vent en mer est plus fort et plus soutenu.

Les prévisions de vent pour l’heure suivante sont peu précises pour un parc donné mais les promoteurs espèrent que ces prévisions vont s’améliorer. Quand des rafales de vent dépassent 90 km/h, les pales d’éoliennes sont mises en drapeau et la production d’une région étendue peut s’arrêter en cas de tempête.

En conclusion, quand les éoliennes représentent une grande part de la production instantanée, les variations de production sont importantes, rapides et peu prévisibles.

Un problème difficile pour les gestionnaires d'un réseau incluant de l'éolien est d’arrêter rapidement les centrales de backup lors des brusques augmentations de production quand le vent se renforce subitement dans une région et que les éoliennes se connectent automatiquement au réseau, prenant par surprise les gestionnaires qui doivent remédier au déséquilibre local demande-production.

Équilibrage de la production irrégulière des éoliennes pour une demande constante

Un graphique du site SFEN, page 11, montre que la production journalière des parcs éoliens E.On dans toute l’Allemagne a été inférieure à 10% du maximum pendant la moitié des jours de l’année, montrant que le foisonnement (groupement d’éoliennes pour une production plus régulière et plus prévisible) ne diminue que très peu les variations et n’améliore pas sensiblement le facteur de charge.

Stockage de l'énergie

Dans ce graphique de l'année 2002, on observe une forte production éolienne en février et en mars. Si l'on voulait satisfaire une demande constante uniquement avec de l’éolien, on devrait stocker une part de cette énergie pour la délivrer jusqu’à la fin de l’année. Si des simulations sérieuses ont été faites à partir de ce genre de graphiques, elles ne semblent pas avoir été publiées. Ces études risqueraient de montrer que, si l’on stockait l’éolien pour une utilisation constante continue par la suite, il faudrait souvent stocker plusieurs mois de production.

Les stations de pompage ne peuvent pas stocker l’énergie éolienne en pratique. La suite montre que cela entraîne une limitation de la production éolienne. La puissance totale des éoliennes doit être inférieure à la demande moins la production de base.

Statistiques fiables

L‘agence Internationale de l’Énergie (IEA) publie des statistiques fiables, bien qu’avec beaucoup de retard. Ils ne publient pas de statistiques permettant de mesurer la part précise de l’éolien et leurs facteurs réels de charge.

Examinons les statistiques du Danemark en 2006 : Pour les renouvelables, l’IEA sépare l’hydraulique mais groupe le reste (éolien déchets, géothermique et solaire). En supposant que l’énergie provenant du non-éolien (surtout de la combustion des déchets) est de l’ordre de 1% (soit 0,4 TWh), ce qui est produit par l’éolien est 5,7 TWh (sur les 6,1 TWh de renouvelables du Danemark). Comme le pays a produit 43,2 TWh, la part de l’éolien a été de 13,2 %. Ces statistiques montrent qu’on est donc loin du 20 % d’éolien danois proclamé sans justification. Depuis 2006, le Danemark n’a plus ajouté d’éoliennes.

Demande maximum et minimum

La demande varie suivant l’heure de la journée, le jour de la semaine, la période de l’année et les conditions météos (température extérieure, ciel couvert entraînant l’éclairage de jour des bureaux).

Grâce à des compteurs intelligents et à des incitants pour chauffer l’eau pendant les périodes creuses, la courbe de demande est plus régulière dans certains pays (France) que dans d’autres (Danemark). Les statistiques mensuelles de production (pas de consommation) sont publiées par l’IEA.

Au temps où l’énergie nucléaire était gérée de façon globale, on avait prévu des stations de pompage pour équilibrer la consommation de jour et de nuit, ce qui était possible car le délai pointe-creux n’était qu’une demi-journée.

Équilibrage du réseau

Le réseau est contraint légalement de fournir toute l’électricité demandée par les consommateurs. Il doit donc avoir des générateurs (centrales à flamme ou hydraulique) prêts à augmenter leur fourniture pour satisfaire à un accroissement de la demande.
Si l’on doit augmenter très rapidement la production, le réseau utilise des générateurs de secours, Ces générateurs rapides (barrages hydroélectriques ou moteurs diesel ou à gaz couplés à des génératrices) peuvent fournir le manque de puissance jusqu’à ce que les unités plus rentables (centrales à gaz TGV : thermique-gaz vapeur, centrales à charbon) aient le temps de chauffer et d’atteindre leur pleine puissance.

Comme le charbon permet de fournir de l’électricité à moindre coût que le gaz, la plupart des pays (y compris l’Allemagne et le Danemark) ont aussi ces centrales qui changent leur régime de production plus lentement (de l’ordre de plusieurs minutes si elles sont déjà chaudes). L’Allemagne a récemment mis en chantier des centrales polluantes au charbon. Depuis l’augmentation de prix des combustibles fossiles (fin 2007), le nucléaire est devenu moins cher que le charbon.

Les réseaux ont plusieurs types de centrales : au gaz naturel, cher mais rapide, et au charbon, moins cher mais plus lent, ce qui leur permet d’absorber les changements de demande habituels. La gestion du réseau était bien maîtrisée vers 1980 et les pannes générales de courant y étaient devenues de plus en plus rares.

On a pu ajouter des éoliennes au réseau électrique sans grande difficultés mais des problèmes ont surgi dès que le vent a représenté une puissance importante. Il a fallu restructurer la gestion des réseaux pour résoudre des difficultés qui n’avaient pas été anticipées (ou pas été répercutées au niveau décisionnel). Le probléme est devenu aigu d'abord pour les gestionnaires des réseaux danois et ensuite allemands. Le problème ci-dessous, qui ne se posait pas tant que l’éolien avait une importance marginale, va maintenant toucher d’autres pays qui augmentent leurs parcs éoliens.

Désynchronisation du réseau

Quand le vent varie brusquement, les éoliennes réagissent en se réorientant et en modifiant l'angle d'incidence de leur pales mais cela prend jusqu'à 30 secondes alors que le vent change en 10 secondes. Une perte de puissance d'un parc éolien de 18 MW est beaucoup plus importante que ce qui arrivait pour les variations de la demande. Ces circonstances changent la fréquence et le voltage du réseau et peuvent entraîner des pannes de réseau.

Pour une bonne sécurité, on conseille d'employer de gros volants inertiels qui stockent les sursauts d'énergie pendant quelques minutes et rendent ensuite cette énergie, bien calibrée, au réseau [129]. Des constructeurs américains fournissent ces appareils qui doublent presque le prix des installations éoliennes. Ces centrales inertielles n'ont rien à voir avec les stations de pompage qui stockent d'énormes énergies pendant une demi-journée et répondent à d'autres problèmes concernant le nucléaire mais qui servent aussi à assurer la sécurité des réseaux classiques contre les surcharges et les creux de la demande et de la production.

Les grands alternateurs classiques sont couramment indispensables pour assurer la stabilité du réseau mais ils doivent être assez puissants par rapport à la consommation du réseau. Il est risqué, pendant les périodes venteuses, de laisser l'éolien fournir jusqu'à 50 % de l'énergie du réseau, ce qui réduit d'autant le nombre de centrales classique en fonction. Les projets éoliens vont bien plus loin, voulant atteindre 100% avant d'avoir commencé à résoudre les problèmes techniques de stabilité [130]. Comme à Tchernobyl, les ingénieurs ne peuvent pas prévenir du danger quand un lobby communiste ou éolien refuse toute critique, les accusant d'être politiquement incorrecte envers l'environnement.

Les pannes de réseau produites par l'éolien

L’arrivée des éoliennes dans le réseau a compliqué la vie des gestionnaires du réseau parce que ces générateurs peuvent apporter de fortes et brusques variations dans une zone du réseau [131]. Les lignes à haute tension n’ont pas été prévues pour distribuer ces sursauts dans les zones voisines, amenant des surcharges locales et des déséquilibres entre régions.

Si les générateurs de secours ne sont pas activés assez vite, le voltage diminue et la fréquence de 50 Hz descend. Cette perturbation se répand sur tout le réseau interconnecté.

Des appareils automatiques découplent alors le sous-réseau posant problème, de façon à ce que la majorité du réseau reste à la fréquence fixe de 50 Hz et soutienne un voltage acceptable. Si la situation du réseau isolé n’est pas améliorée, des disjoncteurs s’ouvrent dans la partie du réseau en difficulté et une région est privée d’électricité.

Si les réseaux séparables ne sont pas désolidarisés à temps (en quelques secondes), ils peuvent être entraînés dans la perte de puissance et causer une panne générale.

Après une panne, il faut remettre le réseau en marche, ce qui se fait de proche en proche et lentement. Les pannes générales durent souvent une journée et on craint qu’elles vont devenir de plus en plus fréquentes en Europe si l’éolien y est généralisé. Les réacteurs nucléaires supportent mal les pannes. Un arrêt brutal ralentit leur redémarrage. La puissance des anciens réacteurs est limité à une croissance presque linéaire pendant 2 semaines.

Les indisponibilités des centrales thermiques sont programmées et prévisibles, ce qui fait que l'organisation des quelques backup ne pose ni problèmes de performances diminuées, ni des coûts anormaux., tandis que l'intermittence imprévisible oblige d'avoir de la puissance disponible mais non utilisée.

Vu les problèmes actuels d'équilibrage des réseaux au Danemark et en Allemagne, problèmes qui commencent à perturber le réseau belge, il serait sage d'observer un moratoire sur l'installation de l'éolien jusqu'à ce que ces problèmes soient résolus de façon satisfaisante, au lieu de laisser les promoteurs ajouter à volonté de la puissance éolienne, ce qui produira un effet similaire sur le trafic que la multiplication de voitures dans les villes, mais avec des conséquences bien plus coûteuses car les véhicules les plus imprévisibles sont prioritaires.

Cette introduction à la gestion du réseau permet d'étudier à partir de quelle limite l'installation d'éoliennes devient inutile et dangereuse.

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