Prévoir la météo, qui en a besoin dans le secteur énergétique ? Les exploitants de centrales renouvelables bien sûr, pour planifier la maintenance et, demain, vendre l'électricité sur le marché. Mais aussi le gestionnaire du réseau pour ajuster au mieux l'équilibre entre l'offre et la demande en électrons. C'est pourquoi RTE a développé le système Ipes, pour Insertion de la production éolienne et photovoltaïque sur le système. Le gestionnaire du réseau de transport d'électricité doit pouvoir anticiper la production électrique jusqu'à soixante-douze heures à l'avance, centrale par centrale. Pour y parvenir, des formules ont été établies. Elles sont paramétrées par RTE en fonction des productions passées des parcs et des prévisions de vent et de nébulosité fournies par Météo France au fil de la journée. La prévision de la veille lui permet d'anticiper les moyens de production et les prévisions à quelques heures de réaliser des ajustements. Les filières ne sont pas toutes aussi avancées. Ainsi, les travaux sur l'éolien sont beaucoup plus avancés que sur le photovoltaïque. « Le centre Persee de Mines ParisTech a étudié la prévision de la production éolienne dès 1992. L'intérêt pour les gestionnaires de réseau est apparu dès ces années-là dans des pays pionniers, comme le Danemark, l'Allemagne et l'Espagne », se souvient Georges Kariniotakis, responsable d'un groupe de recherche sur l'intégration des énergies renouvelables à l'École des mines. Ces prévisions se basent principalement sur la vitesse et la direction du vent, des données souvent fournies à 100 mètres de hauteur et renseignées toutes les heures pendant quarante-huit heures. Certaines entreprises traitent directement ces données, comme la Compagnie du vent (filiale du groupe GDF Suez). « Nous analysons ces prévisions avec deux logiciels libres : Global Forecast System, qui nous fournit des prévisions avec une résolution de 50 km sur 50, puis Weather Research Forecast, dont la résolution plus fine peut aller jusqu'à 6 km sur 6 », détaille Carolina Penin, chef de projet spécialisé dans la prévision de la consommation au sein de la Compagnie du vent. Pour fonctionner correctement, ces logiciels ont besoin d'informations relativement précises, comme l'emplacement géographique des parcs. Mais la vitesse et la direction du vent ne suffisent pas. L'étape ultime consiste à convertir ces données en prévision de production électrique. Enfin, le modèle utilisé est régulièrement corrigé en tenant compte de l'historique réel. Certaines entreprises demandent aux fournisseurs de données météorologiques d'analyser les prévisions brutes. « Nous pouvons fournir une valeur plus représentative en fonction de l'empla cement exact. Par exemple, le vent est très influencé par le profil du terrain et se comportera différemment en ville et en forêt », indique Christophe Périard, chargé à Météo France des comptes EDF et GDF Suez. Mais l'emplacement ne fait pas tout. « Nous fournissons aux organismes météos des informations importantes, comme la hauteur des mâts et l'historique de production de chaque éolienne. De plus, nous envoyons régulièrement l'ensemble des données mesurées sur le terrain par les capteurs de vent fixés sur la nacelle de chaque machine pour réajuster le modèle », ajoute Raphaël Genin, responsable du centre de conduite des énergies renouvelables de GDF Suez. La production photovoltaïque, contrairement à l'électricité de source éolienne, dépend de très nombreux paramètres météos : de la température (qui va chauffer les panneaux et les onduleurs, réduisant donc le rendement), de la pluie (qui lave et rafraîchit les panneaux), mais surtout de l'ensoleillement, qui dépend, lui, de la nébulosité. Or, « le déplacement des nuages est difficile à prévoir et, dès que l'un passe, la production peut chuter de 80 % en cinq minutes. De plus, l'heure de passage a un impact sur la production de la journée », souligne Christophe Périard. Le mouvement des nuages est suivi sur des images satellites et des innovations sont testées pour améliorer la prévision, comme une caméra placée sur site pour les suivre et améliorer les prévisions à très court terme. Ces données météos brutes sont, tout comme pour l'éolien, affinées en tenant compte de l'emplacement des panneaux, de l'historique de la production et des données mesurées sur place. Les prévisions faites par les gestionnaires de parcs devraient progressivement devenir obligatoires, comme en Allemagne, car le développement de l'électricité intermittente complique la gestion du système électrique. Dans les îles, cette question de l'équilibre est déjà cruciale, car le réseau n'est pas interconnecté à celui d'autres pays. « C'est pourquoi l'électricité produite par les nouveaux projets éoliens installés dans les DOM sera vendue à un tarif de base très faible et à un tarif bonifié en cas de stockage, pour lequel il faudra fournir la veille une prévision de la production », signale Denis Lefebvre, directeur prospective et réseaux pour Quadran. Les appels d'offres pour le photovoltaïque imposent, de leur côté, des solutions de stockage de l'électricité pour éviter les pics de production à midi, qui commencent à devenir problématiques. Outre le stockage, les prévisions la veille pour le lendemain sont également nécessaires pour vendre l'électricité sur le marché. « Des débats sur la pertinence du tarif d'achat garanti se tiennent aux niveaux européen et national, et je pense que nous devrons bientôt vendre l'électricité directement sur le marché, après une période de transition », prévoit Denis Lefebvre. Prévoir la production aidera à gérer ses actifs. Et cela pourrait aussi concerner les centrales qui ne bénéficient plus du tarif d'achat. Le premier parc éolien de la Compagnie du vent, qui date de 1993, est ainsi sorti du contrat d'obligation d'achat en mai 2013. Pour continuer à vendre l'électricité, l'entreprise a conclu un contrat avec le fournisseur Enercoop et doit lui envoyer des prévisions de production pour l'aider à équilibrer l'offre et la demande.