Groupe
d’information sur les éoliennes (La Roche-en-Ardenne)
Dossier sur les coûts et les nuisances des éoliennes
Les caractéristiques techniques des lignes électriques de transport du courant sont décrites ici pour en tirer quelques conclusions sur les possibilités de transporter l'énergie.
Le transport du courant électrique
Le principe du transport de grandes puissances électriques est expliqué de façon simplifiée dans ce qui suit.
Alternatif triphasé (AC : Alternative current) : Le transport se fait normalement sur 3 câbles en courant triphasé. Un fil de terre à forte capacité n'est pas nécessaire.
Continu (HVDC : high voltage direct current) : Le transport se fait souvent sur deux conducteurs. Des fils de terre sont placés au sommet des pylones de polarité inversée. Le retour se fait par es électrodes plongées dans l'eu salée pour les câbles sous-marins.
Pylônes: Les dessins représentent des pylônes haute tension d'une hauteur proportionnelle à la tension (de 35 m à 50 m de haut). Les câbles sont tendus entre deux pylônes et ne doivent pas se toucher ou se rapprocher trop quand le vent les fait balancer sur leur trajet entre pylônes. Le cercle dans lequel ils peuvent osciller est représenté sur le schéma de gauche. Il faut tenir compte du fait que les câbles chauds s'allongent un peu. Les gros câbles sont agencés en multiples de 3 pour le triphasé ou de 2 pour du courant continu.
Les fils de terre ne sont pas indispensables, ni en triphasé. Des fils de terre de petite puissance sont souvent placés au-dessus des pylônes pour remédier aux déséquilibres entre phases. Les câbles doivent être isolés de l'armature du pylône par des disques isolants en verre ou en résine, lesquels supportent la tension mécanique des câbles. Chaque disque permet une isolation de l'ordre de 30 kV, même par temps un peu humide. Il faut ainsi 33 disques pour des lignes de 1 MV. Des isolateurs qui tiennent le câble suspendu en ligne droite sont utilisés quand le balancement latéral exagéré des fils est un risque faible.
Un potentiel important est mesurée entre chaque câble et la terre. Les décharges dans l'air ambiant (ionisation de l'air et perte de courant) deviennent importantes à partir de 1 MV. (Cette tension maximum limite le potentiel moyen à 707 kV (ou 765 kV) en courant alternatif). En pratique le a tension maximum du continu est de 500 kV mais des tensions de 700 kV sont à l'étude.
Les pylônes supportent souvent 6 câbles principaux. Pour augmenter la sécurité en cas de pannes sur des réseaux très chargés, on multiplie le nombre de lignes au lieu de mettre plus de 6 câbles. Les pylônes actuels pour le HVDC n'ont que 2 câbles principaux.
Déperdition d'énergie
Les câbles de la ligne de transport chauffent par effet joule (et un peu par la radiation du soleil) et se refroidissent par circulation d'air autour des conducteurs. Les fils ne peuvent pas dépasser la température limite où leur allongement devient permanent par effet de fluage, une destruction permanente. Des calculs permettent d'estimer cette température et donc d'approcher de la limite. Une ligne à très haute tension a une capacité plus grande en hiver dans le grand Nord (mais le givre peut poser des problèmes).
Chaque câble fonctionnel est fait de un ou plusieurs câbles parallèles (normalement 2, jusqu'à 6). Chaque câble a souvent une âme en acier et est entouré par de l'aluminium qui a le meilleur rapport conduction/poids. Le courant total passant par 3 câbles triphasés d'un grand pylône est de l'ordre de 2000 ampères, pouvant donc transporter une puissance de un GW sur des installations de 500kV [84]. Si la déperdition est de 1% sur 50 km, elle est de 20% sur 1000 km. Les câbles souterrains ou les câbles en mer sont beaucoup plus chers à construire et ont une puissance plus limitée car la chaleur est plus difficile à dissiper.
Les lignes doivent parfois être déconnectées pour des réparations et des redondances sont donc prévues dans les réseaux. L'entretien des lignes est cher. La distribution depuis de grandes centrales à 200 km demande plus d'investissements que par des petites centrales réparties tous les 50 km.
Pour transporter la demande variable d'électricité et bénéficier de sécurités en cas de panne d'un groupe de câbles, la puissance des lignes (P=V x I) est diminuée. Les lignes sont souvent chargées en moyenne à la moitié de leur puissance maximum. La déperdition, qui est proportionnelle à la résistance R et au carré de l'intensité du courant transporté (E=R x I2), est ainsi divisée par quatre. Il faudrait deux fois plus de lignes à très haute tension pour réduire les pertes totales à un quart. Si la déperdition est de 5% en conditions normales, elle est de 20% quand la ligne est utilisée à son maximum. Sur 2000 km, entre l'Espagne et le Danemark, la déperdition varierait entre 10 % et 40 % suivant la charge.
Supraconducteurs
La découverte de matériaux supraconducteurs (R=0) à température élevée a apporté des espoirs pour réduire les pertes. Malheureusement ces matériaux perdent leur supraconductivité quand ils transportent une puissance importante.
'American Superconductors' a construit un câble triphasé souterrain dont l'enveloppe est refroidie à l'azote liquide. Ce prototype a 600 m de long. Il emploie des matériaux supraconducteurs dont le principe avait été découvert par IBM, il y a vingt ans. Il transmet de la puissance dans le sous-sol de l'État de New York. Ce prototype va-t-il bien fonctionner et son prix justifiera-t-il d'autres installations ?
Dans tous les domaines de recherche, les médias annoncent des avancées révolutionnaires, que ce soit pour la fusion nucléaire, les coefficients de charge éoliens, la stabilisation des réseaux ou la supraconductivité. L'expérience montre que, s'il est efficace de financer des recherches, il n'est pas sage de compter sur ce qui reste encore du domaine de la recherche pour planifier la gestion de l'énergie ou lancer de grands investissements de production (cela se fait pourtant dans l'éolien). Cependant, il vaut mieux attendre en espérant des technologies révolutionnaires plutôt que de dépenser son capital pour ce qui n'est pas indispensable et qui pourrait être dépassé quelques années plus tard.
Par exemple, une bonne décision économique et sociale serait actuellement de démolir tous les parcs éoliens industriels construits avant 2004 et de les remplacer par des éoliennes plus modernes qui stabilisent le réseau mais il serai encore plus sage et plus rentable d'attendre que le prix des éoliennes ait chuté au cinquième de leur valeur actuelle et que l'on ait étudié quelle est la puissance maximum que le réseau et les centrales d'appoint puissent accepter sans dépenses et émissions de GES supplémentaires, ce qui permettrait de supprimer les subsides et augmenterait sensiblement le pouvoir d'achat des générations futures.
Cabines de transformation et entretien
Les cabines de transformation du voltage (transformateurs) coûtent une fraction élevée du total des frais de transport. Elles sont d’autant plus chères que le potentiel à l'entrée est plus élevé. On a donc intérêt à employer de faibles potentiels en zone dense d'habitation où il y a beaucoup de transformateurs.
Des potentiels correspondant aux distances de transport.
La déperdition pour une puissance P donnée varie comme l'inverse du carré du voltage (E = R x P2/V2). La déperdition sur une ligne de 100 km en 500 kV est la même que sur 10 km en 50 kV ou 4 km à 20 kV ou sur 1 km en 5 kV ou sur 75 m en 380 V. L’électricité est ainsi distribuée en séquence sur 3 ou 4 câbles où le voltage diminue par étape.
Supposons qu'il y ait 4 déperditions équivalentes à chaque étape de l'exemple suivant : 50 km en 500 kV; 5 km en 50 kV ; 500m en 5 kV ; 40 m en 380V ; soit au total 55 km qui sont rarement en ligne droite.
Un trajet moyen de 50 km entre la centrale et l’utilisateur fait perdre 7 % à 8 % du courant, une partie des pertes provenant des transformateurs. D'autres pertes du même ordre proviennent de la consommation électrique des centrales génératrices d'électricité. De même, les éoliennes ne comptent pas leur consommation d'électricité et leurs pertes jusqu'à la connexion au réseau dans le calcul de leur puissance et de leur coefficient de charge.
Lignes triphasées à très haute tension
Pour de longues distances, on emploie des lignes de 500 kV sur des pylônes de 40 m de haut. Chaque ligne bloque un couloir aussi large qu’une autoroute, couloir qui peut être à flanc de coteau et où l’on peut cultiver (sauf des arbres) mais où il serait dangereux d’habiter. Les constructeurs doivent ou devraient exproprier les maisons dans un nouveau couloir.
Un groupe dans une ligne à très haute tension peut transporter jusqu'à un GW (puissance d'un réacteur nucléaire). Un rangée de pylônes (à 2 groupes de câbles) transporte donc 2 GW en triphasé ou 3 GW en continu. (Cela dépend aussi de la distance du transport).
Le prix d'une ligne transportant 2 GW sur 1000 km est de l'ordre de 1 G€ sans compter les prix d'appropriation des terrains, ce qui en Europe multiplierait le coût par 3, et est presque aussi mal vécu que les implantation d'éoliennes par les riverains.
Les lignes enterrées à haut voltage sont 3 fois plus chères et ne transportent qu'un tiers du courant [84], ce qui fait que le coût par unité transportée est multiplié par 10 sur les câbles enterrés ou sous-marins, par exemple entre l'Angleterre et le continent.
L'avantage du courant triphasé est que le voltage peut être transformé dans des appareils statiques appelés transformateurs. Ces cabines de transformations sont économiques à l'achat et à l'entretien. Elles peuvent donc être nombreuses.
La puissance réactive dans les transmissions à très grande distance
Si le courant se déplaçait à la vitesse de la lumière, il lui faudrait 5 ms pour parcourir 1500 km, de quoi traverser la France en diagonale. La fréquence du courant est de 50 périodes par seconde, soit, 20 ms par période. Soit 5 ms pour un quart de période. Le courant va d'un potentiel élevé à un plus faible. Le voltage n'est pas en parfait synchronisme avec le courant mais doit le précéder un peu.
La puissance réactive est un autre moyen de voir ce phénomène. Le courant alternatif dans un réseau n’est pas seulement une oscillation du courant I en synchronisme avec l’oscillation du voltage V. La puissance réactive d’un réseau alternatif est un courant décalé de 90° par rapport au voltage. Cette puissance ajoute des pertes au réseau sans transmettre de puissance utile et réduit la puissance active qui peut être transmise.
Plus la distance de transport est grande, plus la puissance réactive à associer est importante. Par exemple, une ligne de 765 kV peut transmettre 3,8 GW sur 160 km mais seulement 2 GW sur 640 km [159].
En pratique, on a rarement eu besoin de transports à très grande distance avant les grands projets de renouvelable et, en dessous de 300 km, les lignes très haute tension reviennent moins cher avec des voltages moins extrêmes : 440 kV ou 220 kV.
Pour transmettre à grande distance, il faut des générateurs électriques capables de produire assez d’énergie réactive, ce que peuvent générer les grosses centrales thermiques et les centrales nucléaires mais pas les éoliennes actuelles ou les petites centrales de cogénération. Celles-ci sont construites au moindre coût mais devraient inclure des dispositifs plus compliqués et plus chers pour pouvoir être connectés au réseau en améliorant sa stabilité au lieu de la compromettre.
Un dispositif qui permet de réguler la puissance réactive sur un nœud du réseau s'appelle un déphaseur. Il est en général construit avec un transformateur. Un déphaseur coûte 5 M€. Il permet de connecter des éoliennes sans désynchroniser le réseau mais il faut, en plus, ajouter des lignes HT si la puissance transportée dépasse la capacité des lignes existantes.
Qui est responsable d'un règlement impossible ?
Les idéologues qui ont obligés le réseau à accepter toute énergie renouvelable dès qu'elle se présente ne croyaient pas agir contre une contrainte technique mais contre des monopoles verticaux sur la défensive. Ils auraient du imposer, entre autres, à ceux qui se connectent au réseau qu'ils aient des dispositifs stabilisateurs.
Maintenant que l'éolien et la cogénération atteignent des pourcentages dangereux et que de fréquentes pannes générale ont confirmé la réalité du problème aux États-Unis et dans les pays européens adeptes de l'éolien, il devient urgent d'adapter les règlements aux réalités physiques du réseau pour éviter des demandes de compensation financière que le promoteurs éoliens, refusés d'accès, vont intenter pour non respect d'une directive impossible. Dans cette situation d'incohérence, les juristes vont faire fortune en disant que c'est à l'autre de prouver cette impossibilité alors que les experts électriciens, les seuls qui comprennent, ne sont pas écoutés par les parties.
Les lobbies éoliens ont trouvé une tactique. Ils ont fait décréter que le monopole du réseau est toujours responsable des incidents et devra payer des amendes pour les pannes de réseau et pour des refus d'accès à ceux qui provoquent ces pannes. Le régulateur est chargé d'appliquer ces amendes qui seront en définitive payées par les consommateurs d'électricité puisque les tarifs augmentent quand les monopoles ont des dépenses supplémentaires. Les responsables du réseau sont ainsi coincés. Ils sont dans la situation de services rendus responsables des embouteillages sans pouvoir limiter l'accès des voitures. Ils n'ont plus alors d'autres ressources que de construire de nouvelles routes. Le réseau de même doit construire des lignes HT supplémentaire sans pouvoir discuter du bien-fondé de cette dépense qui sera payée en définitive par des taxes de circulation.
Lignes haute tension à courant continu
Les lignes HT à courant alternatif ont un voltage maximum de l'ordre de 765 kV (voltage moyen de l'oscillation). Des lignes à courant continu peuvent avoir un voltage continu plus élevé (disons, 1 MV) et transmettre jusqu'à 3 GW sur des pylônes très hauts.
Une cabine de transformation de courant alternatif en courant continu ou inversement est plus de 2 à 4 fois plus chère qu'un transformateur de courant alternatif triphasé. Les pertes de la cabine sont aussi plus élevées, disons, 1 % de l'énergie transportée. La perte sur 1000 km de lignes n'est ensuite que de 2 % au lieu de 3 %. Si l'on ne considère que les pertes, les lignes HT en continu ont moins de pertes à partir de 300 km. Si l'on inclut les frais financiers des stations de transformation, la longueur minimum nécessaire pour un prix compétitif est actuellement d'au moins 500 km. Les frais totaux, cabines et lignes, sont alors réduits à partir de 1000 km (le pourcentage de perte diminue quand la ligne ne travaille pas à son maximum).
Les lignes à courant continu ne sont pas une innovation technologique propre à changer significativement le coût du transport électrique en dessous de 1500 km mais elles ont d'autres avantages. Le transport par courant continu évite la synchronisation entre réseaux indépendants. Le courant continu est actuellement une solution intéressante pour des interconnexions de réseaux indépendants.
Ce qui est innovant dans la HVDC est l'emploi de thyristors de puissance. Ces transistors ne sont pas des redresseurs car une entrée accessoire commande de laisser passer le courant ou non. Le courant peut atteindre 5000 ampères mais la tension ne peut pas dépasser 6 KV. Les thyristors (IGCT) sont mis en série. On a besoin de 40 000 IGCT refroidis pour une ligne HVDC.
Les câbles sous-marins ont un prix bien plus élevé que celui des lignes aériennes (20 fois). Le prix élevé des cabines de transformation de continu en alternatif est donc une partie moins importante du coût, ce qui facilite le choix du continu.
Le réseau subdivisé en réseaux indépendants
Pour qu’un réseau électrique global fonctionne aux États-Unis , les ingénieurs ont divisé le réseau américain en zones indépendantes, chacune ayant une fréquence synchronisée propre. Les distances de transmission internes sont assez réduites pour ne pas déstabiliser chacun de ces réseaux.
Des statistiques montrent les endroits où la fréquence et le voltage ont tendance à s'écarter de celle du réseau et ces informations (ces alertes) servent à choisir des actions pour mieux répartir les transmissions et les générations locales et minimiser ces incidents.
La transmission entre zones indépendantes se fait par des lignes à courant continu. Cette transmission accessoire sert de sécurité d'appoint en cas de panne d’une unité mais reste assez limitée. Une exception est le transport de l’électricité hydraulique surabondante au Québec jusqu’aux États-Unis. Le transport d’électricité entre réseaux est bien mesuré et les frais de transport sont attribués à ceux qui les occasionnent.
Nuisance des lignes à haute tension
Les lobbies éoliens ont essayé de faire croire que le pylônes sont plus gênants que les éoliennes. Les pylônes sont beaucoup plus petits, ne tournent pas et ne font pas de bruit comme des éoliennes. Ils accaparent moins l'attention et gênent peu les résidents si la ligne est éloignée des maisons de quelques centaines de mètres, même si leur design est moins épuré que celui des turbines à vent.
Comme il s'avère maintenant que c'est l'éolien et non le nucléaire qui a besoin de plus de pylônes, les lobbyistes éolien sont contraints à se débattre dans leurs affirmations contradictoires.
Les oiseux qui se perchent sur des lignes haute tension risquent d'être électrocutés. Les lignes électriques modernes ont des lignes de terre au dessus d'eux et des barres perchoirs entourant le sommet des pylônes.
Grands projets et lignes à haute tension
Les écologistes ont accusé l'énergie nucléaire d'avoir multiplié le nombre de lignes à haute tension. Il y a moins de centres nucléaires (deux en Belgique) que de centrales thermiques (plus d'une dizaine), lesquelles pourraient être mieux réparties sur le territoire après qu'un réseau de gaz naturel soit achevé et tant qu'il y a encore du gaz à prix abordable. Les lobbies éoliens doivent maintenant inverser leur discours car l'éolien a besoin de bien plus de lignes à très haute tension que le nucléaire.
Des projets éoliens en Europe parlent d'installer des éoliennes produisant un total de 100 GW dont il faudrait transporter plus du quart pour alimenter les zones subissant un anticyclone depuis les zones traversées par une dépression, zone distantes de 2000 km ou plus. Il faudrait donc installer 30 lignes nord-sud et est-ouest. On devrait ainsi ajouter plus de lignes très haute tension supplémentaires qu'il n'y a d'autoroutes.
Il est possible que des progrès techniques permettent d'augmenter la capacité des lignes hautes tension [84] mais il est dangereux de baser des plans sur des espoirs avant la réalisations de prototypes.
La transmission de l'énergie solaire depuis le désert
Les grands projets (comme un réseau européen ou méditerranéen) se préoccupent peu des investissements, des stations de transformation, de l'entretien et du doublage des lignes pour la sécurité. Leurs coûts prévisionnels sont donc basés sur de très hautes tensions continues et sur la supposition que des innovations vont faire baisser les coûts et améliorer les rendements.
Un de ces projets (TREC : Clean Power from Desert) utilise des centrales thermiques où l'eau n'est pas réchauffée dans des chaudières ou des réacteurs mais dans des tubes irradiés par des réflecteurs solaires paraboliques. Le coût de cette électricité solaire intermittente peut être estimé d'après le subside proposé en Espagne (250€/MWh, sic!) pour des prototypes d'installations. Les centrales solaires thermiques ne se sont pas encore généralisées après des essais de prototypes aux États-Unis et en France.
La présentation commerciale du TREC est optimiste. Elle suppose que la stabilisation d'un très grand réseau ne posera pas de problèmes, que la sécurité d'approvisionnement sera augmentée (par exemple en installant des éoliennes dans la bande de Gaza !). Les centrales hydroélectriques du barrage d'Assouan seront raccordées comme si les Égyptiens avaient trop d'électricité. La faisabilité de ce projet sera encore améliorée en générant de l'hydrogène !
Il est possible que la méthode israélienne de générer directement de l'électricité par des réflecteurs agissant sur des cellules photovoltaïques (PV) soit mise au point mais il vaudrait mieux attendre d'être sûr de ne pas brûler ainsi les semi-conducteurs PV avant de financer de grands réseaux. Il faut aussi stocker une partie de l'électricité du jour jusqu'au soir. Il faut nettoyer les réflecteurs après une tempête de sable. Le solaire du Sahara est moins intermittent et imprévisible que le vent mais il faudra encore du backup pendant les périodes de mauvais temps en Afrique du Nord.
Un des plus long projets de ligne HT est situé au Chili.
Lignes à moyenne tension
Des lignes de 50 kV sur des pylônes de 20 m peuvent être tirées le long de couloirs industriels à proximité des villes. La distribution vers des quartiers se fait sur des lignes de 5 kV. Le coût pour enterrer les lignes est bien moindre que pour la haute tension. Des lignes triphasées de 380 V sont alors tirées vers chaque maison, même alimentée en monophasé.
Répartition de l'énergie éolienne en Europe
La transmission d’énergie entre les dépressions et les anticyclones de l’Europe (typiquement entre la Mer du Nord et l’Espagne, soit plus de 2000 km) est très coûteuse car l’occupation territoriale des lignes haute tension rend impropre au logement des étendues énormes de zones densément habitées. Les pertes sur des lignes de plus de 1000 km ne sont pas négligeables tandis que l’amortissement de lignes qui devraient être utilisées à leur capacité maximum mais seulement pendant 10 % du temps augmenterait sérieusement le prix de l’électricité.
La France a un réseau intégré pour une production, autosuffisante. Il serait difficile de justifier des lignes à très haute tension qui traverseraient et défigureraient son territoire au bénéfice d'une mafia de l'éolien mais on ne peut pas prédire que les décisions en politique seront rationnelles, surtout quand les balances des dépenses et des recettes ne sont pas liées aux bénéfices des décideurs.
Il est beaucoup moins cher de faire venir du gaz par gazoduc d’Ukraine que de faire venir de l’électricité depuis des centrales au gaz en Ukraine.
Une ligne de 500 kV transporte 100 fois plus qu’une ligne de 5 kV mais les frais d'investissements (0,5 G€ pour 1000 km ), les frais d'appropriation du terrain (qui peuvent quadrupler ce coût en Europe) et les coûts des déperditions pour les lignes longues sont très élevés.
D'énormes réserves d'énergie hydroélectrique existent au centre de l'Afrique (principalement aux chutes d'Inga sur le fleuve Congo), mais ne sont presque pas exploitées. Les risques politiques y sont élevés et le coût du transport sur 4000 km vers l'utilisateur le plus proche (en Europe) rendent difficile la justification de ce projet.
Pour financer les connexions des parcs éolien au réseau à haute tension, les coûts supplémentaires des lignes et du réseau devraient être payés par les promoteurs privés mais sont parfois payés par les services publics, par exemple pour les éoliennes en mer, ce qui fausse les calculs de rentabilité à l'avantage de l'éolien et du secteur privé.
Lignes haute tension pour l'éolien
Lignes HT en France
EDF publie des pertes en ligne (2,5%) représentant principalement l'énergie dissipée par effet joule lors du transport sur le réseau haute tension (HT, plus de 50 kV) et très haute tension (THT, plus de 230 kV). Les pertes sur les réseaux de distribution (non reprises dans les statistiques RTE de EDF) sont plus importantes en raison de la basse tension. Les pertes totales d’un réseau sont en général de 7 %.
« Ce que le vent donne, les pertes en ligne le reprennent. » (Carol A. Overland, Minnesota.)
La France à un réseau THT très avancé. Il a été réalisé pour relier les 60 réacteurs (existants et EPR en construction) aux utilisateurs par des lignes THT pour un transport d’une longueur moyenne de 100 km. Les lignes THT autour d’un réacteur auraient une longueur de 200 km, soit 12 000 km au total pour la France.
Statistiques de production
Les consommations se trouvent dans les publications de l’Agence internationale de l’énergie (IEA). La Belgique produit (et importe) 90 TWh. La puissance électrique y est de 25 GW, ce qui donne une utilisation moyenne de 49 % de ses centrales.
La consommation française est de 540 TWh. La consommation OECD est de 10 000 TWh. La consommation européenne, sans le bloc de l’Est, est de l’ordre de 3000 TWh. Une règle de 3 appliquée à la consommation européenne, donne une puissance de 25 x 3000/90 =833 GW en Europe (à 49%).
Transport d'éolien pour profiter d’un foisonnement
L’Europe, pour utiliser le foisonnement entre le Nord (Mer du nord, Écosse, Irlande) et le Sud (Espagne et nord de la méditerranée), devrait transporter une puissance éolienne entre des zones de vent distantes de 2000 km. Pour transporter la moitié d’une puissance éolienne de 26 % de la consommation (soit 6 % de l’énergie à un taux de charge de 23 %), soit [833 x 0,13=] 108 GW sur des lignes de 6 GW, il faudrait 180/6 = 18 lignes. Il faudrait ajouter 18 lignes de 2000 km = 36 000 km entre les éoliennes du Nord et du Sud. Outre les 26 % d’éolien en période de pointe, cette solution est à son maximum de puissance si les 74 % de la production restante est produite par de la cogénération et des centrales hydro-électriques et nucléaires.
Le courant distribuant une forte production éolienne circulerait sur la moitié de ces lignes de 2000 km, soit sur 1000 km, soit 10 fois plus loin que le trajet moyen en France (et 20 fois plus qu’en Belgique). Sur un trajet moyen de 1000 km, les pertes THT pendant les périodes de vent seraient alors de [2,5 % x 10=] 25 %, du même ordre que les pertes d’un stockage par pompage/turbinage. Le transport sur des lignes en courant continu (HTDC) demande un capital de départ plus important mais présente moins de pertes par effet Joule et semble indispensable pour relier les zones encore plus lointaines du Sahara, du Maroc et d’Inga.
Avec un poteau tous les 250 m, les lignes THT (pour profiter d’un foisonnement nord-sud) devraient être installées sur [36 000 km x 4 =] 144 000 pylônes supplémentaires en Europe. C’est 3 fois plus de pylônes que de mats d’éoliennes dans un projet de 100 GW éolien produit par 50 000 éoliennes de 2 MW en Europe et en Mer du Nord.
Les lignes THT pourraient être aussi nocives que les éoliennes (à cause des champs électriques) et sont combattues par des écologistes. Voir par exemple une vidéo. Pour Greenpeace, il n’y a que les lignes THT servant au nucléaire qui sont dénoncées comme nocives à la santé.
Un projet de réseau électrique sous la Mer du Nord
Greenpeace est devenu l'organisme complaisant pour annoncer les projets des lobbies éoliens. Leur dernier rapport propose que l'Europe construise un réseau de transport électrique dans la mer du Nord pour connecter les éoliennes offshore des pays riverains. Ce rapport est écrit par le laboratoire (German Aerospace Center) qui étudie des pales d’éoliennes et qui a déjà travaillé pour le lobby éolien EREC et pour Greenpeace.
Chaque fois que Greenpeace publie une étude, elle contient quelques désinformations qui deviennent ensuite, pour les écologistes, des vérités évidentes dans les rapports suivants. Greenpeace a ainsi créé sa représentation du nucléaire et de l'éolien, des aspects qui s'écartent de plus en plus de la réalité.
Dans la préface écrite par Greenpeace, le style montre tout de suite que leur but réel est de lutter agressivement contre le nucléaire. Ceux qui s’intéressent aux méthodes de propagande trouveront des exemples presque caricaturaux dans les rapports de Greenpeace. Dans la phrase suivante, on admirera comment on cherche à faire confondre dans la même détestation le charbon et le nucléaire. « Greenpeace encourage les décideurs politiques à abandonner la production polluante et inefficace par le charbon et le nucléaire ». « Le nucléaire nous bloque dans des problèmes environnementaux massifs ». Des phrases incidentes introduisent des désinformations voulues : « Les énormes pertes d’efficacité spécifiques aux très grandes centrales ». (Le lecteur habituel des pamphlets de Greenpeace n’a pas la formation d’un ingénieur qui connaît les économies d’échelle des grandes installations). « Les centrales nucléaires sont inflexibles et inefficaces ». Elles produisent un courant de base prévisible et assez constant (et donc inflexible) tandis que les éoliennes sont inflexibles dans un autre sens, ne produisant que quand il y a du vent. Les réductions de production à cause des chutes de vent (ce qui arrive plusieurs fois par jour pour l’éolien) sont comparées à l’arrêt, en 2007, des 7 réacteurs de Kashiwasaki-Kariwa au moment du tremblement de terre (ce qui arrive une fois tous les dix ans au Japon et arrête un centrale sur 30 ; une réduction de 7 GW de la production japonaise 30 fois plus élevée. Dans les périodes de calme dans la Mer du Nord, la chute de puissance atteindrait les 68 GW de puissance éolienne).
Pour évacuer les faiblesses de l’éolien, le rapport affirme ce qu'il désire au lieu de ce qui est : « Le vent est très prévisible. Les fluctuations sont partiellement balancées par d’autres parcs à plusieurs centaines de kilomètres ». Des propositions applicables à grande échelle sont ajoutée au rapport, des fantaisies qui seraient acceptables si le projet n’était pas présenté comme réaliste. « Les immeubles auront leur propre éolienne. Des appareils ménagers ne consommeront que quand il y a du vent ».
Greenpeace a cependant évolué ; la nécessité du backup est reconnue. Certaine phrases citent le besoin de centrales thermiques mais le reste du texte fait croire que le backup sera fourni presque exclusivement par les barrages en Norvège. Le rapport prévoit 3 lignes électriques supplémentaires qui connecteraient la Norvège au reste de l’Europe. Elles ne pourraient transporter que 3 GW alors qu’il faudrait au moins 20 GW pour stocker au moins 30 % de la production éolienne de 68 GW en Norvège pendant les périodes venteuses. Le coût d’une ligne 1 GW de 100 km à 150 kV transportant du courant continu revient à 382 M€. Les 6200 km de lignes sous-marines du projet reviennent donc à 24 G€, arrondi à 15 - 20 G€ dans le rapport. Il n'est pas clair si ces estimations incluent les stations de transformation et les deux câbles indispensables.
Le rapport contient 2 parties techniques :
- La description de lignes transportant du courant continu (jusqu’à 1 MW à 320 kV). On peut connecter sur une nouvelle technologie HVDC, des stations intermédiaires VSC (Voltage Source Converters). On peut ainsi greffer des déviations vers des prises locales, tels que des parcs éoliens. Ces stations VSC consomment au moins 3 % de la puissance à chaque extrémité.
- Le calcul de la production totale par les vents locaux. Je ne suis pas sûr d’avoir compris comment le calcul est fait. Les données sont des mesures de vent faites durant les journées du 3 et 4 avril 2006 sur un parc éolien de chacun des pays riverains. Les mesures prises en Belgique dans un parc offshore qui n’existe pas encore semblent être les résultats d’une simulation de modèle climatique américain (United States National Center for Environmental Prediction, NCEP). Les calculs sont faits avec un programme « The Weather Research and Forecasting Model (WRF [32]) ». On ne s’étonnera que de telles données de vent, sans rapport avec des vents réels, n’aient rien de comparable aux mesures réelles prises par E.On. Une conversion de vent en puissance éolienne est faite par une courbe équivalente développée par la firme Garrad Hassan pour le projet TradeWind qui se base sur des éoliennes théoriques. On constate que cette méthode donne des coefficients de charge fantaisistes de 39 % pour l’offshore belge et de 41,2 % pour la mer du Nord. Ces courbes, uniques par pays, sont décalées pour étudier la variabilité du vent et en déduire que les vents se compensent bien en Mer du Nord, une recette à ne pas mettre dans une étude prétendument sérieuse : "Fantaisie à l'entrée, fantaisie à la sortie". ("Garbage in, garbage out").
Les éoliennes offshore sont couramment connectées au littoral voisin. Deux pays ont construit des lignes HVDC normales pour profiter de l’hydroélectricité norvégienne. Aucune raison technique du rapport ne justifie le besoin d’un réseau spécial pour l’éolien en mer du Nord (pas de foisonnement notoire ; pas d'économies ; dépendance accrue au gaz russe pour les backup ; pas de solution intéressantes pour le stockage et l'intermittence ; barrages norvégiens déjà utilisés par l'éolien danois). Les câbles marins haute tension et leurs stations de transformations sont plus chers que les lignes terrestres, ce qui ne compense la difficulté de les faire admettre par la population que si elles sont nécessaires mais elles ne sont indispensables que pour les développements éoliens au- delà de ce que le réseau peut admettre.
Le prix de ce réseau (20 G€) s’ajouterait au prix des éoliennes. Le projet nécessite 13 600 éoliennes offshore de 5 MW produisant 68 GW à 26 % de charge soit 177 TWh. Ce projet est bien plus cher que 5 centrales nucléaires de 3 réacteurs de 4,5 GW soit 22,5 GW produisant 177 TWh de base (à 90 % de disponibilité). (Réacteurs EPR de 1,5 GW à 4 G€ pièce ; éoliennes offshore à 2 M€/MW, prix incluant certains raccordements électriques). Le projet nucléaire coûte [15 * 4 =] 60 G€ à comparer avec le coût éolien de [20 + 68 * 2 =] 156 G€. Le nucléaire produit du courant de base plus intéressant que de l’intermittent. Il est plus écologique car il n’a pas besoin de centrales d’appoint. On comprend que les mandants de Greenpeace doivent attaquer ce concurrent sur d’autres arguments que le prix ou l’impact environnemental. Les éoliennes offshore sont cependant 2 fois plus efficaces que l'on-shore. S'il faut choisir entre deux maux, l'éolien offshore est plus avantageux que l'on-shore et surtout moins destructeur du cadre de vie dans la Belgique, un pays ayant la plus grande densité d'habitants.
Un projet similaire est étudié par la Commission européenne. On leur souhaite du succès quand ils vont vérifier que les vents de la mer du Nord se compensent pour produire une puissance presque continue. L'Europe prépare des règlements pour obliger les pays à financer ces câbles sous-marins sans demander d'abord d'en calculer la rentabilité et sans étudier d'autres alternatives plus efficaces pour les Européens, comme le nucléaire.
Le monopole belge de transport d'électricité ELIA a été sollicité, malgré son statut réglementé qui lui interdit tout risque financier en dehors de sa mission belge, pour financer les investissements d'un réseau HT qui ne servirait qu'à l'éolien hors de Belgique. Les lobbies des fournisseurs d'équipement électrique proposent déjà des mécanismes de financements que les procédures européennes transformeront en obligations pour les pays. A cause du monopole qui permet à Elia de faire payer ses déficits par les consommateurs belges, les Belges risquent d'être contraints de devoir donner leur argent aux promoteurs éoliens européens.
Lois du marché et de l'économie
Le succès de l'organisation capitaliste tient au fait qu'un décideur réfléchit à l'opportunité d'un investissement après avoir fait un calcul de coût. Jusqu'en 1980, même les gouvernants se prêtaient à cette procédure d'une étude financière préliminaire. Des écologistes ne raisonnent plus ainsi. Ils décident de faire quelque chose si c'est écologiquement justifié sans se préoccuper du prix. C'est ainsi que ce raisonnement dogmatique justifie des éoliennes terrestres qui détruisent notre environnement paysager. Les décideurs sont invités à ne pas se rendre compte du coût exorbitant des éoliennes, de leur nuisance et de leur utilité minime pour contrer le réchauffement climatique.
Un logiciel approximatif pourrait mesurer la part d'usage du réseau par chacun des producteurs et des consommateurs et établir la part qu'ils doivent payer dans les pertes de réseau et dans les frais financiers de sa construction. Les éoliennes devraient payer leur part dans la modernisation du réseau et de l'utilisation déséquilibrée ainsi provoquée mais, arguant des principes (incomplets) de libéralisation, les écologistes (et ceux qui profitent de leurs idées) estiment pouvoir employer sans payer les réseaux électriques européens puisque c'est pour une bonne cause, ce qui fait que personne n'a intérêt à remettre les réseaux en état pour supporter une utilisation plus forte et plus irrégulière.
Modification du réseau pour les éoliennes
Les éoliennes doivent transporter leur électricité jusqu’au réseau commun par des lignes à moyenne tension (20 kV) et ont donc une puissance réduite de 5 à 10 % par cette déperdition (et beaucoup plus quand la consommation des sursauts d'énergie éolienne n'est possible qu'à grande distance).
Supposons qu'un parc éolien soit distant de 10 km d'un nœud du réseau haute tension et y soit relié par une ligne souterraine à 20 kV. Le transport de sa puissance sur 10 km est équivalent à 200 km sur une ligne à 400 kV. C'est pourquoi les promoteurs installent des éoliennes à proximité des cabines de transformation du réseau sans trop se préoccuper de la gêne apportée dans les paysages locaux.
Si une ligne THT de 765 kV peut transporter 2 GW, une ligne HT de 110 kV peut transporter [(765/110)2=] 50 fois moins, soit 40 MW et elles ont été construites avec un coefficient de sécurité de 30 % pour transporter jusqu'à 30 MW. Un parc de 12 éoliennes de 3 MW peut produire des pointes de 36 MW, ce qui présente un risque sérieux de provoquer une panne par surcharge. Une ligne de 220 kV peut transporter 4 fois plus, limitant les surcharges à [36/120 =] 30 %, ce qui est rentre dans les coefficients de sécurité usuels. Il n'y a donc que les lignes THT d'au moins 170 KV qui peuvent servir aux parcs éoliens sans suppléments importants.
Le gestionnaire du réseau de transport, Elia, doit modifier les transformateurs pour supporter ces pointes de courant. On ne voit pas d'autres raisons pour cette dépense à Marcouray que le besoin de supporter le parc éolien prévu à La Roche en Ardenne. L'éolien bénéficie ainsi de transformations qu'il requiert mais qui sont payées uniquement par le réseau, ce qui fausse le coût réel de l'éolien.
Au Danemark et en Allemagne, le réseau a été ou doit être renforcé pour distribuer au loin les sursauts locaux d'énergie éolienne. Le réseau en Irlande a interdit tout nouvel apport d'énergie éolienne [125] tant que son réseau n'est pas renforcé. Les consommateurs ne sont pas conscients qu'ils devront payer pour des investissements du réseau, investissements requis par des firmes privées d'éolien.
Coût des lignes pour de l'électricité intermittente
Les calcul suivant sont faits sur la base de frais d'investissement de 2 G€ (4 G€ en zone d'habitat dense) pour transporter 1 GW sur 1000 km. Les frais financiers sont supposés de 8 %, soit de 320 à 640 k€. Si la ligne est utilisée à 50 %, le coût par MWh (sur 4380 h/an) est de [320/(2*4380) =] 0,036 à 0,072 €/MWh. Si la ligne est utilisée à 16,7 % pour de l'électricité intermittente, le coût financier est de 1 à 2 €/MWh. Il faut ajouter à ces coûts les pertes par effet joule, les systèmes pour la régulation réactive, les stations de transformation aux bouts de la ligne et l'entretien.
Systèmes complets
S'il y a des éoliennes, il faut, en plus du réseau pour distribuer l'énergie quand il n'y a pas de vent, des renforcements locaux pour accepter les sursauts de puissance des éoliennes. Il faut un pourcentage important (96 % chez E.On) de centrales classiques pour servir de backup au réseau. Il faut donc qu'il n'y ait pas trop d'éoliennes pour perturber sa stabilité.
Quand les lignes surchargées ne peuvent plus transmettre la puissance, une panne peut survenir et se propager de proche en proche sur le réseau. Depuis les grandes pannes américaines en 2003, on installe des interrupteurs automatique qui isolent le décrochage dans des régions limitées du réseau et empêchent les pannes de se propager.