La plupart du temps méconnu, l'aspect énergétique de l'électricité éolienne doit être bien saisi pour juger du bien fondé du développement éolien qui doit se faire sur des décennies en lien avec les autres filières.
unités
- l’éolienne est une source d’électricité. Les unités physiques associées sont : la puissance installée (2 à 3 MW par éolienne actuelle, puissance nominale) — la puissance instantanée, dépendant de la vitesse du vent à l’instant donné (la puissance varie à la puissance 3 de la vitesse du vent, jusqu’à qu’à la valeur nominale [en cas de vent trop fort l’éolienne est arrêtée pour des raisons de sécurité mécanique]).
MW (mégawatt)
- unité de puissance (cf. puissance d’un abonnement d'un particulier : 3, 6, 9, 12, 15… kW) ; en 2015 le territoire national français comporte une puissance installée éolienne d’environ 9500 MW (à peu près 5000 éoliennes, très inégalement réparties [Champagne-Ardennes, Picardie, Centre…]).
MWh (mégawatt.heure)
- unité d’énergie électrique, quantité produite par une source de puissance instantanée 1 MW pendant une heure ; l’unité GWh (gigawatt.heure, 1000 MWh) est l’unité pratique pour indiquer l’énergie produite par un parc donné durant une année de 8760 h (année de 365 jours). La production annuelle nationale s’exprime en TWh (térawatt.heure, 1000 GWh). En 2014 la production d'électricité éolienne a atteint 17 TWh [sources RTE, production totale française ~ 550 TWh, consommation ~ 480 TWh, exportations ~ 60 TWh].
quelques chiffres du développement
- 2004, quelques centaines de MW éoliens ; 2017, ~ 13000 MW ; 2020, 19000 à 25000 MW prévus… 2050, jusque 100 000 MW (rapport dit de l’ADEME, expertise Négawatt). Il y a à ce jour environ 6000 éoliennes sur le territoire français.
- A noter que les régions Champagne-Ardennes et Picardie comportent à elles deux 25 % de la puissance installée française.
facteur de charge
- la puissance d’une éolienne dépend de la vitesse du vent, ie la puissance instantanée est la plupart du temps inférieure à la puissance nominale. Sur un laps de temps donné (… heure, jour… année) le rapport de l’énergie produite réellement à celle qu’aurait fournie l’éolienne fonctionnant à puissance nominale est le “facteur de charge”. Ce facteur est au niveau français de 0,23 (23%) en 2014. Bien sûr le facteur de charge d’un parc éolien varie au cours de la journée, du mois, de l’année … en fonction du vent. Il varie bien sûr en fonction de la région.
intermittence
- comme la puissance et la production dépendent de la vitesse du vent la production est intermittente — et comme par ailleurs l’électricité ne se stocke qu’en quantités limitées (cf. STEP, par exemple) — elle est aussi dite fatale : la législation française (ainsi que de nombreuses autres législations nationales) oblige les grands opérateurs (producteurs) d’électricité d’acheter à un prix fixé par décret (par exemple 86 €/MWh). Et ce que l’on ait ou non besoin de cette électricité au moment où elle est produite. La différence entre le coût d'achat — obligé — de l'électricité éolienne (idem pour le photovoltaïque) et le prix moyen du marché de l'électricité est actuellement répercuté sur le consommateur (les particuliers essentiellement) final. On notera ici que les grands distributeurs d'électricité — EDF, ENGIE, CNR… — sont ainsi chargés de répercuter cette différence sur leurs factures, au titre de la CSPE.
- l’équilibre demande/offre géré seconde par seconde sur le réseau français (et sur le réseau européen) s’effectue alors en agissant sur les sources pilotables (hydroélectricité de lac, turbines à combustible, centrales à fioul, gaz et charbon, mais aussi les centrales nucléaires – en France !)
- on notera que déjà dans certains pays (Danemark, Espagne, Allemagne…) la puissance éolienne installée est si grande qu’il arrive des moments où la production éolienne de ces pays dépasse la demande — nécessité parfois de déconnecter une partie du parc éolien du réseau national [risque de black-out], nécessité d’augmenter les connections internationales (exemple : connexions France-Espagne).
- on notera aussi que ces quantités d’électricité éoliennes ne sont pas de la meilleure qualité (suivi du couple tension-fréquence) et oblige ainsi certains pays à bloquer cette électricité provenant de l’étranger, risquant d’affecter la qualité du réseau national [cas des connexions Allemagne/Pologne, Allemagne/Tchéquie…]. Les promoteurs prévoient de plus en plus d'installer avec le parc éolien des méga-batteries permettant – non pas de mettre en réserve les surplus d'électricité produite, mais d'affiner le couplage tension/fréquence/phase avec le réseau local (ENEDIS).
- à ce jour (… 2017), les quantités d’électricité éolienne peuvent être parfois si grandes que le prix du marché spot s’effondre (devenant même négatif !) ; la Suisse se plaint ainsi que ses centrales hydrauliques (fournissant pourtant de l’électricité renouvelable de haute qualité) voient leur rentabilité atteinte… que sera-ce en 2020 ou 2050 ?
- la qualité des prévisions météorologiques s'améliore constamment : les régulateurs de l'électricité des grands réseaux ne sont qu'assez rarement surpris des variations dues à l'intermittence. Cependant avec le développement de la puissance installée les variations de puissance, sur un réseau entier (lissé par le foisonnement seulement pour une petite art) nécessite des sources pilotables très réactives.
- A l'heure actuelle EDF n'a pas trop de problèmes à satisfaire l'équilibre consommation/production compte tenu de ces capacités pilotables ; l'augmentation de la production éolienne, liée à l'augmentation considérable prévue de la puissance installée est un défi pour les producteurs/régulateurs pour les décennies à venir. Ce problème est absent des considérations des promoteurs éoliens actuels, mais, aussi, des élus locaux et régionaux (SRCAE).
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année 2012, puissance cumulée de l'éolien européen, d'heure en heure (source Sauvons Le Climat). L'échelle verticale est graduée en MW. |
Foisonnement
- de nombreux documents issus de promoteurs éoliens et de l'ADEME insistent sur le fait que l'installation de nombreux parcs éoliens sur des territoires bénéficiant de régimes de vents différents permet en quelque sorte de considérer l'éolien industriel comme travaillant, pour partie, en base. La figure ci-dessus montre la puissance cumulée produite en Europe, heure par heure, durant l'année 2012 (la puissance installée des pays concernés atteignait ici 75 GW). Il apparaît nettement que cette intermittence est fortement corrélée sur les centaines de kilomètres concernés. Il arrive néanmoins que sur certaines périodes puisse se manifester un foisonnement utile ; un tel foisonnement a été observé en France durant la vague de froid de février 2012 (cf. Cour des comptes, La politique de développement des énergies renouvelables - juillet 2013)— cas plutôt rare !
pointes de consommation
- La structure de consommation électrique française met en évidence des pointes très importantes lors des vagues de froid. Ceci se traduit en pratique par le gradient puissance appelée/°C de température en baisse ; les chiffres sont édifiants :
2400 MW/°C en France,
600 en Grande-Bretagne,
500 en Allemagne.
- Ceci sert très souvent d’argumentation contre le chauffage électrique (on attribue à ce mode de chauffage environ 70 TWh/an, sur une consommation française de 480 TWh/an). Dans les faits c’est aussi la traduction d’une mauvaise isolation thermique des bâtiments, menant — quelque soit le type de chauffage (central) électrique, fioul, gaz ou même bois — à l’utilisation de radiateurs électriques d’appoint.
- En toute rigueur cette différence entre notre pays et ses voisins, de niveaux de vie et de climat comparables, devrait mener en priorité au développement de l'amélioration des conditions de chauffage (isolation, pompes à chaleur…) au lieu de mettre en exergue le développement de nouvelles sources électriques (non nécessaires actuellement). Le bénéfice de changement porterait aussi très naturellement sur un évitement de production CO2.
évitement de CO2
en cours de développement