Groupe
d’information sur les éoliennes (La Roche-en-Ardenne)
Dossier sur les coûts et les nuisances des éoliennes
Comment produire de l'électricité à la demande avec du nucléaire ou de l'éolien.
Les stations de pompage pour une production constante d’électricité
Comme les centrales nucléaires anciennes ne pouvaient pas changer de régime de production, on a imaginé de leur faire pomper de l’eau dans un réservoir de nuit et de réutiliser cette eau dans des turbines pendant les périodes de forte consommation. Les stations de turbinage et de pompage (STEP), bien qu'il ne produisent pas d'énergie, sont des moyens de stockage dans la gestion d'un réseau électrique devant répondre à es consommations variables. Les STEP absorbent 25 % de l'énergie stockée en raison des pertes de rendement au pompage, au turbinage et au transport par lignes électriques
Ces installations pompent et élèvent l’eau vers des barrages-réservoirs placés sur les hauteurs pendant les périodes creuses de consommation (partie en bleu sur le diagramme) et récupèrent l’énergie hydraulique pendant les pics de consommation de courant (partie orange). Les parties orange et bleue se compensent. La production des centrales nucléaires pendant la seconde partie de la nuit sert pour le jour suivant.
La filière Nucléaire-STEP pour produire tout l'électricité
Si on ajoute à 3 réacteurs nucléaires fournissant 3 GW une turbine/pompe ayant une puissance de 2 GW on peut fournir une puissance variant de 1 GW à 5 GW mais le stockage est limité par la taille des réservoirs. Les turbines et les pompes hydrauliques ont un rendement de l'ordre de 90 %. On récupére ainsi 81 % de l’énergie par ce système de pompage et de chute d’eau. On peut ainsi supprimer toutes les centrales à combustible fossile et de produire de l’électricité avec un effet de serre presque nul.
Technologie et coût des STEP
Avec 1 kWh, on peut monter 3,6 m3 sur 100 m ou 1,8 m3 sur 200 m. Une puissance de 1 GW sur 6 h permet de monter 10,8 Mm3 sur 200 m. Une STEP belge a donc besoin de grands réservoirs mais les piscines supérieures de Coo, les réservoirs les plus chers à construire, ne contiennent que 8,5 millions de m3 d’eau. La STEP a une perte entre le pompage et le turbinage de 75 %. Si le réservoir dans le haut d’une vallée bouchée par un barrage a la forme d’une pyramide inversée, le volume vaut la surface d’eau fois la hauteur/3. Avec une variation de hauteur de 24 m, il faut une surface de 3/8= 3,7 km2 ou de 4 km2 en laissant au fond 4 m d’eau.
Le coût des réservoirs dépend de la géographie et de la géologie pour trouver des terrains imperméables. Les vallées des Alpes étaient bien adaptées pour construire la station de pompage et les barrages de Grandmaison en France. Le Canada et les États-Unis projettent de pomper de l’eau en haut des chutes du Niagara (99 m) et de récupérer la puissance stockée entre les réservoirs du lac Ontario et du lac Erie.
Le prix de construction de deux barrages et réservoirs ayant 200 m de dénivellation entre eux et d'une turbine hydraulique de 2 GW est estimé à un G€ pour Coo. Il faut une STEP de la dimension de Coo pour régulariser un réseau ayant une génération par le nucléaire de 6 GW(taux d'utilisation de 90 %). La solution de l'énergie électrique fournie par le nucléaire et l'hydraulique est la moins chère, évite l’épuisement des réserves fossiles, ne fait pas dépendre de pays étrangers et ne participe pas au réchauffement climatique.
En Belgique, il faut construire des paires de réservoirs. Les barrages précédents (La Gileppe, la Vesdre, Robertville, Vianden, l’Eau d’Heure) étaient justifiés pour assurer la régularité de la distribution d’eau propre et l’alimentation des canaux de transports pour les péniches. La Wallonie peut construire plus de récupérateurs d’énergie comme celui de Coo.
La filière, nucléaire et pompage, n’émet pas de gaz à effet de serre, tandis que les centrales à gaz de backup éolien émettent du CO2 pendant 80 % du temps. Il faut un peu d’eau pour compenser les pertes des centrales de pompage, bien que celles-ci réutilisent la presque totalité de leur eau, sauf celle évaporée et celle des fuites. Le fond des réservoirs à Coo est bétonné et recouvert pour l'étanchéité.
Variation de la demande et production
Le graphique horaire montré ci-dessous est le même que celui montré ci-dessus mais les périodes ont été triées pour grouper la demande forte d'un côté et la demande faible de l'autre.
Deux périodes sont représentées pour la zone tempérée : demande forte en hiver (en rouge) et demande faible en été (en bleu). La puissance de base est fournie par le nucléaire et l'hydraulique au fil de l'eau (représente en jaune pour l'été et en jaune + rose pour l'hiver). La puissance programmable de la cogénération est prévisible et s'ajoute en partie à l'énergie de base.
L'effet des compteurs intelligents est d'augmenter la consommation de nuit (faible demande) et de diminuer la consommation aux périodes de pointe. Le rôle des stations de pompage et de turbinage est équivalent à des périodes de basse consommation augmentée et inversement. La demande résultante est représentée en tirets rouges (seulement pour la demande forte). Les grands barrages en France ont un rôle similaire.
La puissance variable que doivent produire toutes les centrales thermiques de réglage est la différence entre la demande aux heures de pointe et la demande d’électricité de base. Celle-ci est fournie par l’hydraulique au fil de l’eau, le nucléaire, la cogénération et les centrales à charbon. Des moyen sont employés pour réduire les pointes (compteurs intelligents, stations de pompage) et donc de réduire la puissance de réglage. Si la puissance éolienne est plus élevée que la puissance des centrales thermiques de réglage, il faut délester l'éolien, ce qui limite le potentiel éolien, disons, au 2/3 de la puissance de réglage. La puissance théorique maximum de l’éolien en France est de l’ordre de 12 % de la demande moyenne, soit 3 % de la consommation d’électricité. En Belgique, la demande varie de 9 à 12 GW et la puissance éolienne est limitée à 30 % de cette demande (3 à 4 GW), soit 6 % de la production (cas d'éoliennes terrestres) ou 9 % si toutes les éolienne sont offshore. Dans ce cas , d'ailleurs inférieur au potentiel offshore de 6 GW, il n'y aucune raison d'avoir de l'éolien terrestre.
Une gestion économique requiert de maximiser l'énergie de base puisque celle-ci est moins chère que l'électricité à la demande. En France et en Wallonie, on produit ainsi de l'ordre de 75 % d'énergie de base. Pour tenir compte des saisons avec le tout nucléaire, la production de la plupart des centrales nucléaires est soit réduite pendant l'été, soit certaines centrales sont arrêtées.
Partie variable de la demande
Le reste de la demande est assez variable mais prévisible. Elle est satisfaite par des centrales TGV brûlant du gaz et émettant moins de CO2 que le charbon. Cependant, des centrales au charbon sont habituellement activées en hiver et même en été, car elles produisent à bien moindre coût que le gaz naturel. Ces considérations de prix entraînent que de très nombreuses centrales au charbon sont toujours actives dans les pays n'ayant que peu ou pas de nucléaire (Chine, Pologne, Allemagne, Danemark), même dans les pays qui se disent écologistes.
Même aux périodes de demande faible, quelques centrales au gaz (TGV) sont maintenues chaudes pour servir de réserves rapidement mobilisable en cas de panne de centrale nucléaire ou thermique mais il n'y a aucune raison que cette réserve de capacité de production dépasse 12 % de la production de base (pour 8 réacteurs). En cas d'accord sur la disponibilité de fourniture de courant par les voisins, cette réserve peut être réduite.
En cas de panne de centrale simultanée avec une chute de vent, le risque d'être en déficit de production ne peut être compensé qu'en réchauffant des centrales TGV supplémentaires ayant la puissance de l'éolien. L'utilisation par l'éolien des réserves prévues pour les grandes centrales fait donc courir un risque sérieux de panne générale du réseau.
Le graphique (pour la Belgique et la France) montre que la demande variable (zone en vert par rapport à la surface sous la courbe de demande forte) est de l'ordre de 25 % de l'énergie mais montre aussi que la puissance requise peut monter à 40 % (de 20 à 60 % dépendant de la politique des compteurs intelligents, des accords avec l'industrie et de la disponibilité de barrages).
Délestage de production éolienne
Les gérants de centrales de cogénération démarrent leur production électrique quand le besoins de chauffage est supérieur aux réserves de chaleur dans leurs accumulateurs. Leur décisions de production ne sont donc pas contrôlées par le gestionnaire du réseau.
La demande variable doit (d'après des critères économiques) être satisfaite d'abord par la source ayant le moindre coût marginal, c'est à dire, l'éolien sur un marché libre.
Comme le vent a une production intermittente assez imprévisible, le régulateur doit avoir prévu d'avance une capacité de réserve par une puissance thermique équivalente. La production moyenne pour la partie variable est ainsi assurée pour 80 % par des TGV et pour 20 % par de l'éolien.
Si la demande est faible quand le vent souffle, la possibilité d'utiliser les éoliennes est limitée et leur connexion au réseau est refusée (délestage de la production). La fréquence de ce cas est calculable (mais l'industrie éolienne n'a jamais publié ce calcul si elle l'a fait).Pour que la puissance éolienne soit toujours suffisante pour la demande, la puissance éolienne installée devrait être supérieure à 40 % de l'énergie de base dans la situation en Belgique. L'éolien que le réseau peut accepter est alors plafonné à la surface verte du graphique, soit en moyenne à 25 % de la production globale, mais comme le vent ne souffle que 20 % du temps (sur terre en Wallonie), il arrivera fréquemment que l'éolien ne puisse pas fournir quand le réseau est prêt à l'accepter.
L'énergie éolienne acceptable est ainsi de l'ordre de 20 % des 25 % de la limite précédente, soit 5 %. L'éolien ne peut pas être utilisé à fond en raison de ces délestages qui pourraient réduire le facteur de charge éolien à moins de 10 %. Ces 5 % seraient plus élevés si le facteur de charge des éoliennes augmente significativement pour une capacité moindre, ce qui est difficile à estimer sans calculs précis simulant ce qui serait arrivé avec les données passées de vent et de demande électrique.
Comme l'industrie éolienne a toujours refusé de montrer ces simulations (Elle ne publie même pas les facteurs de charge réels), on est ainsi amené à supposer que les prévision optimistes de production des lobbies éoliens se révéleraient complètement faux suite à la publication de ces résultats.
Si on prend le risque de faire servir les centrales thermiques à la fois comme réserve pour les grandes centrales et pour l'éolien, il n'est pas nécessaire de construire de nouvelles centrales comme backup à l'éolien tant que leur puissance est inférieure à celle des centrales TGV existantes. La Belgique est maintenant obligée de construire des nouvelles centrales TGV à cause de sa politique d'installer encore plus d'éoliennes mais cela n'apparaît pas dans les comptes de l'éolien.
Coexistence des filières
Si le nucléaire, indispensable pour remplacer les combustibles fossiles qui s’épuisent, produit toute l’électricité demandée grâce à des STEP, il ne resterait plus qu’à démonter la plupart des éoliennes, les offshore étant supprimées en dernier car elles ont le meilleur facteur de charge. Il faut garder des centrales classiques pour les rares journées où la consommation d'électricité est très élevée ou pour continuer à fournir pendant les grandes pannes ou pendant les révisions non programmées d'un réacteur nucléaire.
Les nouvelles centrales nucléaires peuvent changer leur régime, pouvant diminuer leur production de 10 % en cas de besoin. Cependant, le plus économique est de faire marcher les centrales nucléaires à leur régime maximum puisque leur prix marginal est le plus bas. Cette avancée technologique, combinée à des compteurs intelligents, réduit le prix du courant de nuit et aplatit la courbe de consommation. Le nombre de centrales à gaz à tenir prêtes pour absorber les variations de régime est aussi réduit. Ces avancées techniques permettent de dépasser 85 % de production nucléaire et de diminuer le prix moyen global de l'électricité. Cela rend les autres formes de production électrique moins attractives, y compris les énergies renouvelables intermittentes.
Exemples de STEP (Coo, Grandmaison).
La station de turbinage et de pompage (STEP) de Coo-Trois Ponts en Belgique, dans les Ardennes, a une puissance installée de 1163 MW pour une différence de hauteur de chute qui varie entre 231 mètres et 275 mètres en fonction des niveaux atteints dans les bassins entre les réservoirs supérieurs et le réservoir inférieur (Capacité de 8,5 Mm3, soit pour stocker de l'ordre de 5 GWh sur les 250 GWh produits en moyenne par jour en Belgique). Cette STEP peut compenser des différences de consommation de jour et de nuit en Wallonie. Elle se trouve au centre du réseau européen et est en plus utilisée pour ajuster l’offre et la demande sur les différents réseaux qui échangent de l’électricité en permanence [75].
La STEP de Grandmaison en France est plus de 3 fois plus puissante que celle de Coo. Le réservoir supérieur (à 1700 m d'altitude) contient jusqu'à 140 Mm3. La hauteur de chute est de 920 m. Le réservoir inférieur (Lac du Vernay) ne contient qu'un dixième du réservoir supérieur (15 Mm3). Cette disposition permet d'équilibrer non seulement les variations journalières entre la nuit et le jour mais aussi de remplir le réservoir supérieur pendant la faible consommation du week-end. Le besoin de très grands réservoirs pour STEP est moins pressant depuis que les centrales nucléaires peuvent plus facilement changer de régime de puissance.
Stockage de l’éolien par pompage
Le tableau montre comment on pourrait utiliser le vent pour produire beaucoup d'énergie si le stockage de l'électricité était facilement réalisable. Dans un pays comme le Danemark (ou la puissance éolienne est presque égale à la puissance consommée), il faudrait 5 fois plus d'éoliennes. Il faudrait de quoi stocker l'énergie électrique du pays pendant 3 semaines et il faudrait des lignes de transport entre les éoliennes et les STEP (en Norvège). Par rapport au nucléaire, le prix de l'électricité est estimé ainsi de façon très approximative : 4 fois plus d'éoliennes qui sont 2 fois plus chères que le nucléaire, 2 fois le prix des éoliennes pour rendre le réseau 4 fois plus puissant jusqu'en Norvège et 4 fois ce prix pour le coût des STEP à très grands réservoirs supérieur). Au total, l'électricité reviendrait [4 x 2 + 2 + 4 =] 13 fois plus chère tant que la prévention à l'égard du nucléaire reste vivace. On comprend que le Danemark n'a pas d'autres choix que ses récentes constructions de nouvelles centrales à charbon.
On ne peut pas utiliser les STEP pour des centrales solaires au Sahara car il faut un peu d'eau pour compenser les fuites dans les bassins, l'évaporation et les pertes lors du pompage et du turbinage.
La STEP de Grandmaison ne serait qu'une goutte d'eau pour les besoins de stockage de l'éolien intermittent. Si on employait le pompage pour stocker l’énergie éolienne, comme les périodes de vent alternent en moyenne avec les périodes de calme avec un changement tous les 15 jours au lieu de variations de consommation toutes les demi-journées, il faudrait 30 fois plus de paires de réservoirs ou des réservoirs beaucoup plus vastes. Pour fournir 100% de l’énergie totale demandée (au lieu du tiers fourni par les STEP actuelles) avec du vent qui souffle 20 % du temps, il faudrait une puissance totale 5 fois plus grande que la puissance instantanée requise. Il faudrait l'équivalent de la capacité de [3 systèmes x 30 périodes x 5 =] 450 stations de pompage, donc 450 réservoirs tels que celui de Coo pour la Belgique ou 100 réservoirs supérieurs et 450 réservoirs inférieurs comme ceux de Grandmaison pour la France.
Avec une consommation 4 fois plus grande (300 TWh) que la Belgique, les pays limitrophes du lac Erie, un lac vaste comme les ¾ de la Belgique, y produiraient des variations de 2 m de hauteur si on stockait l’énergie d’éoliennes couvrant la consommation locale (moins les 30% d’hydroélectricité du Québec), ce qui pose problème quand la surface de ce lac est en partie gelée (Calcul dans [48], mais avec 2 fois plus d’énergie et sur 10 jours). En Belgique, où le prix des réservoirs d'altitude, entièrement bétonnés pour l'étanchéité, est presque proportionnel à leur capacité, le pompage serait prohibitif.
Stockage de l'énergie dans de l'eau chaude
Les accumulateurs électriques sont encore des technologies de stockage très chers en investissement et en entretien (leur durée de vie est réduite à quelques centaines de charges et décharges complètes ou plus, et cela avec une technologie bien plus chère que les STEP). On ne les utilise de façon rentable que pour faire démarrer des véhicules ou récupérer l'énergie de freinage pour la rendre à l'accélération (véhicules hybrides). On l'utilise pour des applications où le coût relatif est faible comme les stations polaires ou spatiales, ou pour des quantités très limitées d'énergie comme en électronique.
Stocker des calories est plus facile que de l'électricité ou de la puissance mécanique. Stocker de l'eau chaude pour une période réduite d'une demi-journée est rentable pour le chauffage et la fourniture d'eau chaude (du moins quand les chaudières nouvelles seront facilement protégées de la corrosion et de l'accumulation de résidus calcaires et que l'isolant sera à un prix abordable). Le stockage dans des fluides spéciaux est cher sauf pour le stockage avec de l'eau très salée. Il est expérimenté dans des prototypes de centrales solaires à accumulation en Espagne. Les résultats ne sont pas encore publiés. Cela semble techniquement possible mais le coût et l'entretien pourraient être des obstacles pour un vaste déploiement au Sahara.
Le stockage de l'énergie coûte très cher et doit être réduit au minimum. Les avantages économiques des centrales nucléaires sont tels que le réseau installe des compteurs intelligents, fournissant de l'énergie à prix réduit la nuit. Cela permet d'équilibrer la charge journalière. Il faut ainsi moins de stations de pompage. Il est alors rentable d'utiliser l'électricité nucléaire de nuit pour chauffer les maisons et accumuler le chauffage de la nuit pour le jour suivant. Cela peut même être plus intéressant que les systèmes de cogénération, lesquels consomment du gaz naturel.