Cette section explique comment le backup éolien est géré et quelles en sont les conséquences sur la consommation de combustibles fossiles et sur les émissions de CO2.

Gestion de l'éolien incluant son backup

      Les éoliennes doivent avoir un backup (une réserve de capacité) dans le cas où le vent tombe. Quand le vent souffle, les centrales d’appoint doivent donc avoir une puissance totale (une réserve de capacité) à peu près égale à la puissance de l’éolien. (Une étude E.On estime ce besoin à 94%. Les lobbies éoliens prétendent qu'il en faut moins mais la puissance cumulée des centrales thermiques est faible en France et en Belgique. Une centrale TGV à régime optimum (rendement de 55 %) produit théoriquement 456 gr de CO2 par kWh produit, ce qui sert d'étalon pour les autres émissions.

     Le graphique suivant montre une demande journalière pour un réseau moyen (Belgique).

 

     Le graphique suivant décompose le graphique en deux parties. La première partie donne la production de base produite par des centrales nucléaires (en rouge). Les systèmes de pompage/turbinage (en bleu et en violet) compensent la faible demande nocturne et la rendent pendant les périodes de pointe. Pour produire le reste de l'énergie nécessaire (en vert), on emploie des centrales thermiques qu'on exploite à régime variable.

 

      Quand l'éolien produit, il le fait suivant le vent que l'on observe dans les rares statistiques publiées donnant les productions à l'heure, par exemple sur le graphique suivant. Un graphique plus utile devrait être basé sur les productions à la minute.

        Pour étudier le besoin de backup et sa consommation, il faut des statistiques par minute ou par 15 minutes, le temps qu'il faut pour démarrer les centrales à gaz les plus rapides. 

 

       Cet autre graphique de l'étude E.on donne la production d'éolien sur 6 jours par quart d'heure. Il montre qu'il a fallu souvent démarrer des centrales thermiques équivalentes à 4 réacteurs  nucléaires sur moins de 12 heures pour compenser des chutes de vent. 

 

     Le graphique ci-dessus (en rouge) est à l'échelle du graphique de la demande pour une période de 24h de vents forts et intermittents (il ne correspond peut-être pas à une moyenne qui n'est pas publiée par les organismes chargés des statistiques). Ajouté au graphique de la production d'appoint, il montre comment la puissance d'appoint demandée peut devenir fortement intermittente (en vert).  Pour de l'onshore, la production éolienne ne dépasse pas 20% si la production des turbines à gaz est de 80%.

 

Rendement des centrales thermiques en régime variable

    Comment réguler un réseau électrique pour produire une puissance variable entre les limites de la demande normale (de l'ordre de 500 MW pour un réseau dont la puissance maximum est de 15 GW, soit 3% de variation). La pratique est de faire travailler les centrales thermiques en dessous de leur puissance et de faire varier légèrement la puissance de toutes les centrales thermiques autour de cette consigne (par exemple de 80 à 95 % ou de 80 à 65%). Pour expliquer la procédure, il faut étudier les courbes de rendement en fonction de la fraction de puissance utilisée.

 

      Les mesures réelles sont différentes des données théorique fournies par les fabricants de machines comme montré sur le graphique suivant.

 

      Les moteurs à régime variable (en puissance) ont un rendement qui dépend de leur puissance instantanée (montré ici sur une courbe). Les essais se font sur une machine préchauffée pendant qu’un régime de fonctionnement stable est maintenu.

      Les constructeurs ne publient plus les courbes de rendement de leurs machines. Il semble que l'on doive garder ces informations secrètes car la concurrence en profiterait pour montrer des performances un peu supérieures. Les courbes montrées ici sont obtenues à partir de courbes publiées vers 1960 et n'ayant de valeur que pour estimer la tendance liée au changement de régime mais aucune pour déduire des valeurs absolues. Depuis 1960, le flux dans les turbines a été optimisé et le rendement est devenu maximum pour la puissance maximum.

 

       La courbe ci-dessus correspond au rendement supposé des TGV. Le fonctionnement des TGV explique qu’à faible puissance, le rendement est approximativement celui d’une turbine à gaz (35%) jusqu’à 50% de la puissance maximum. Ensuite la partie centrale à vapeur du TGV augmente le rendement de façon presque linéaire. Suivant la façon dont est mesurée la puissance maximum (tenant compte ou non de la consommation électrique de l’usine pour les pompes et souffleries) et suivant le type de TGV (pression et température maximum de la vapeur, type de source froide), le rendement monte jusqu’à 50% ou 55%. La courbe n’est valable que pour des régimes stables. Les pertes de chaleur en fonctionnement cyclique réduisent le rendement de, disons, 20% supplémentaires (zone rose clair). Le rendement n'a plus de sens quand la TGV est maintenue chaude pour être prête à fournir de la puissance à la demande (partie inférieure droite du graphique).   

     Un scénario chiffre les performances à partir du graphique ci-dessus. Dans un pays saturé en éolien onshore, il y a suffisamment d’éoliennes pour fournir en pointe jusqu’à 50% de la « demande journalière variable » (demande moyenne moins production de base qui est de 50% de nucléaire en Belgique). La production énergétique des éoliennes est alors de 10% de la « production journalière variable » en Belgique (avec un coefficient de charge onshore de 20%). La demande de nuit est alors tellement basse qu’il faut souvent déconnecter les éoliennes. Tenant compte du nucléaire, la production maximum des éoliennes belges avant délestages fréquents n’est que de 4%, soit une puissance installée de 20% (sans offshore).

      La demande du backup dans ce scénario est alors satisfaite par des TGV réglées en moyenne à 80% de la puissance. Du fait de l’intermittence, la puissance demandée oscille entre une puissance maximum (point bleu de la figure, pas de vent) et une puissance plus réduite (disons jusqu’à 50%, soit en dessous du point vert). La puissance moyenne est au point rouge et, du fait de la quasi-linéarité de la courbe autour de ce point, le rendement est de 42% au lieu de 52%, soit une perte de rendement moyenne de 24%. (52%/42%-1). La consommation sans éolien est ainsi [1/52%=] 1,92 fois plus forte que l'idéal théorique. La perte de rendement (42% au lieu de 52%) nécessite une puissance de backup (80%) qui demande une consommation de [0,8/42% =] 1,9 fois l'idéal. Il n’y a ainsi pas d’avantage écologique marqué à avoir des éoliennes, puisque la consommation et donc les émissions de CO2 sont presque égales. Ce calcul est cependant optimiste car il ignore les pertes de rendement dues au fonctionnement par à-coups. En offshore, les conditions (régularité du vent, coefficient de charge) sont plus favorables.

      En l'absence de courbes officielles, c'est aux exploitants de falsifier les observations de Hawkins, lesquelles sont valides entretemps. Ceci entraîne que l'utilité publique des éoliennes - qui avait été justifiée du point de vue technique parce qu'elles économisent du combustible fossile et réduisent les émissions de CO2 - n'est plus établie et ne peut être invoquée sur des arguments techniques dans la situation actuelle.

      Les turbines ne peuvent être optimisées que pour un volume de gaz constant, ce qui leur donne une courbe ayant un sommet marqué. Les machines à piston (moteurs diesel) peuvent varier leur régime sans perdre trop de rendement et ont un sommet de courbe assez aplati mais le diesel est un carburant rare et cher. Certains moteurs peuvent être optimisés pour avoir un bon rendement pour une large plage de puissance. Peu de générateurs ont des changements de vitesse. Des moteurs modernes sont maintenant conçus pour avoir leur meilleur rendement à forte puissance.

     Dans les statistiques, on trouve, soit que des moteurs ont leur meilleur rendement à 100 % mais peuvent produire jusqu’à 110 %, soit qu’elles ont leur meilleur rendement à 90 % de leur puissance, rendement qui diminue quand on approche de 100%. Les statistiques doivent être interprétées. Le graphique montre que le fonctionnement hors du régime optimum peut réduire le rendement de 4% ou le rendement relatif de 10%. En plus de la chaleur est perdue (disons, 10%) quand on doit réduire la puissance.

Démarrage rapide du backup

     Des moteurs diesel servent d’alimentation de secours depuis longtemps mais leur rendement est inférieur à 30 %. Il n’est donc pas nouveau qu’un backup électrique puisse démarrer en 4 minutes. Le black-out du 4 novembre 2006 en Europe du nord a été causé, non par un manque de backup mais, entre autres, par une surcharge d’une partie du réseau par des éoliennes qu’on ne pouvait pas arrêter.

      Les turbines à gaz peuvent aussi démarrer en 4 minutes mais, comme les moteurs diesel. Ils ont une large plage de puissance et leur rendement varie entre 25 et 35 %. Comme pour les voitures, des démarrages fréquents à froid ont un mauvais rendement jusqu’à ce que le moteur soit chaud. En plus, cela finit par user le moteur et n’est pas recommandé quand les générateurs ont une durée de vie de plus de 10 ans.

      Les statistiques montrent que 5 % de l'électricité est encore produite par du pétrole. Il est plus rentable d'avoir son propre générateurs que de devoir payer des générations optimisées mais grevées du prix du réseau et de sa gestion (D'où l'interdiction de cette pratique). Les moteurs diesel qui emploient ce combustible le plus cher, sont donc fort utilisés. On emploie aussi des moteurs à gaz à pistons. Les moteurs à vapeur (charbon), bien qu'ayant un mauvais rendement  reviennent probablement moins cher pour le backup éolien car leur utilisation augmente au Danemark et en Allemagne, où le problème de l'intermittence est le plus aigu.

       Pour un régime très variable, ce qui arrive quand l'éolien est presque aussi puissant que le thermique aux moments où il produit, on choisit des moteurs dont la puissance peut être modifiée rapidement (comme lors des accélérations de voiture) mais le rendement met plus de temps pour arriver à son régime optimum.

      Le rendement des centrales d’appoint dépend de leur régularité de fonctionnement. Des moteurs (diesel ou simples turbines à gaz) demandent assez peu de préchauffage (parfois aussi peu que 10 minutes) mais ils ont de mauvais rendements et des usures prématurées qui entraînent que leur électricité revient jusqu’à 2 ou 3 fois plus cher que celle des centrales thermiques à régime fixe. On perd la consommation pendant les 4 minutes pour lancer le moteur, le synchroniser sur le réseau et atteindre un régime où l'on puisse extraire la puissance maximum. Les centrales à vapeur peuvent avoir une réserve de puissance dans leur chaudière (de l’eau chaude surchauffée) pour s’adapter à de faibles variations de régime mais elles sont lentes à chauffer et à refroidir. Elles perdent de la chaleur si la demande de puissance est brusquement arrêtée.

TGV et démarrage rapide ('Heat penalty')

      Les TGV (Turbine-Gaz-Vapeur) sont des centrales thermiques à deux cycles combinés, une turbine à gaz et une machine à vapeur alimentée par les gaz d’échappement de la turbine à gaz. Ces deux cycles se combinent, produisant un rendement total de 55 % dans des conditions idéales d’utilisation (à puissance nominale régulière).

      Les machines à cycles combinés (TGV) ont des performances assez compliquées car la puissance de chaque cycle peut être modifiée. Un démarrage rapide ne produit qu'une fraction de cette puissance (celle de la turbine à gaz). La turbine à gaz réchauffe la centrale à vapeur même si l'on a plus besoin de puissance par la suite. Avec les vieilles locomotives à puissance variable, il était aussi parfois nécessaire de relâcher de la vapeur.

     L'on a ajouté, au fonctionnement normal en cycles combinés des 2 parties d'une TGV, une possibilité automatique d'avoir une plus grande plage de puissance disponible rapidement. Cela est obtenu en fait par un régime spécial où la turbine a gaz et la chaudière fonctionnent de façon plus séparées. La turbine à gaz du TGV a alors un rendement de 40 % ou moins quand on démarre rapidement ce TGV. Ce démarrage initial de la turbine à gaz évite des pannes de courant car il est de plus en plus fréquent que d'énormes fluctuations sont produites par des changements inattendus de vent. Les opérateurs n'ont pas d'indicateurs précis qui les informent sur le rendement et ils n'ont pas d'incitants pour optimiser le rendement. Ils doivent en priorité éviter les pannes quand ils risquent sont d'être à court de puissance en cas de variations de la production incontrôlée (éolienne) ou de la demande.

       Si ce nouveau type de TGV fonctionne en backup rapide, son rendement est de moins de 40 % au lieu de 55 %, il consomme donc (55/40=1,25) 25 % de gaz en plus et émet 25 % de CO2 en plus. L’économie grâce à des éoliennes ayant un taux de charge de 20 % est annulée par une augmentation de 7 % de la consommation pendant les 80 % (ou 100%) du temps où le backup fournit de l’énergie variable avec un plus faible rendement.

       La raison de la perte de rendement est triple. (1) Les centrales fonctionnent à 80% de leur puissance, et donc avec un rendement diminué, disons, de 5%, soit de 45% au lieu de 50%, une réduction de 10%. (2) En cas d'augmentation rapide de la puissance, les échangeurs et la chaudière ne sont pas encore chauds et le rendement est très bas (30% au lieu de 50%, soit 40% plus faible durant ces quelques minutes).  En moyenne, la perte de chaleur est aussi estimée à 10% supplémentaire. (3) En cas de réduction rapide de la puissance, la chaleur emmagasinée dans les échangeurs et chaudières s'évacue lentement vers l'extérieur et est perdue, s'il n'y a pas ensuite une demande rapide de puissance. Le backup consomme 20% de plus, ce qui compense les 20% du temps où les éoliennes produisent à fond. Ce calcul montre qu'il n'y a pas de gain mais il faut le vérifier. 

        Comment quantifier cette perte de chaleur (heat penalty)? Il faudrait avoir des mesures immédiates de la consommation de carburant des centrales thermiques. Il faudrait des mesures de la production éolienne par minute et par région. Certaines de ces mesures sont maintenant disponibles dans d'autres pays que la Belgique et elles ont montré que personne n'a prouvé, mesures à l'appui, que l'éolien terrestre diminuait l'usage de combustibles fossiles et donc réduisait les émissions de CO2. Le gestionnaire du réseau belge haute tension Elia devrait fournir ces renseignements mais ils ne se trouvent pas sur son site (par exemple, la production éolienne par minute pour mesurer l'intermittence demandée aux centrales d'appoint). Elia investit parfois aux frais du consommateur dans des travaux qui ne semblent justifiés que pour les promoteurs éoliens.

Coût d'un réseau amélioré pour l'éolien 

      Elia est un "monopole naturel" pour le réseau HT en Belgique, c'est à dire que l'entreprise peut reporter ses coûts sur les consommateurs belges, ce qui donne une obligation de transparence, y compris pour renseigner sur la consommation de combustible des générateurs. Il faudrait donc qu'Elia comprenne que ses statistiques doivent être transparentes. On ne comprend pas comment ce monopôle belge peut investir en Europe de l'Est en y achetant des réseaux HT et en y promettant des investissements. Le communiqué d'Elia mêle l'éolien à cette transaction. [Elia devrait] prendre en compte l'intégration d'une part croissante d'énergie renouvelable, parmi lesquelles l'énergie éolienne ...  [Elia...] poursuivra les investissements auxquels s'était engagé Vattenfall, permettant de répondre sans problème aux obligations légales allemandes et européennes. Ces investissements comprennent la construction et l'extension de lignes indispensables pour permettre le transport fiable de l'électricité produite essentiellement par des parcs éoliens...  ...un contexte où les flux internationaux d'électricité et la production à caractère variable augmente constamment.  [Elia] a reçu un soutien total de ... Publi-T, représentant les communes. Comment un monopole belge peut-il s'impliquer dans des obligations légales allemandes (en ignorant que, depuis l'échec de Copenhague, il n'y a plus de nouvelles obligations Kyoto car elles disparaîtront en 2012, ayant été reconnues sans objet, et en oubliant que la Belgique peut satisfaire à ses obligations de 13% de renouvelable sans investir plus. Est-ce que les communes belges, qui ne peuvent pas investir dans des entreprises aventureuses, sont valablement représentées par une société Publi-T non contrôlée, alors que la plupart des communes sont en faillite virtuelle? Est-ce que cette société Publi-T devient ainsi financièrement responsable d'un défaut de paiement d'une commune?

     Les lobbies éoliens demandent partout dans le monde qu'on améliore le réseau puisque cela est indispensable à leur développement mais l'industrie éolienne ne veut pas payer pour ce dont elle seule a besoin. Le coût du transport par lignes haute tension est calculé pour une alimentation régulière des producteurs au consommateur, ce qui permet de charger le réseau avec un coefficient d'utilisation de 50%. On doit faire circuler l'énergie éolienne intermittente (20%) dans les deux directions suivant la zone venteuse et on ne peut donc pas espérer utiliser les lignes supplémentaires pour ce transport à plus de 10% (la moitié du coefficient de charge éolien terrestre). Le coût du transport éolien est donc 5 fois plus élevé, dés que la puissance éolienne dépasse les fluctuations de la demande. Pour financer cette entreprise structurellement déficitaire, les lobbies font croire qu'elle est nécessaire pour empêcher le réchauffement climatique, ce qui est faux comme la plupart de leurs arguments.

      L'industrie éolienne a l'habitude, grâce à ses lobbies peu déontologiques, de faire payer l'État pour ses opérations non rentables, c'est à dire de ponctionner les consommateurs d'électricité. C'est pour cela que leurs lobbies colportent l'AGW. La tactique est d'inquiéter ainsi le public pour que les électeurs laissent des politiciens donner des crédits et des avantages pour des solutions inutiles pour le climat mais fort rentables pour les promoteurs. L'enrôlement d'Elia dans cette aventure, dans un des rares pays européens où l'on contrôle peu les monopoles naturels, pourrait avoir d'étranges origines. Elia est impliquée pour fournir le câble vers les parcs offshore belges mais la comptabilité de cet arrangement dans le calcul réel du prix de l'offshore et dans le remboursement par le consommateur n'est guère explicite.

       L'éolien onshore est déjà une entreprise stupide du point de vue climatique (la réduction de consommation de combustible fossile est négligeable ou négative) et économique (l'électricité revient au moins 3 fois plus cher). En ajoutant des investissements pour le réseau, l'aventure éolienne apparaît encore plus stupide, justifiée uniquement par les bénéfices de promoteurs au dépens de l'ensemble des consommateurs contraints de payer ces folies. La construction d'un réseau électrique adapté aux éoliennes nécessite de l'ordre du triplement de la capacité de transport, puisque le courant circule dans les 2 sens avec un taux d'utilisation bien inférieur au taux de charge des éoliennes. Cela n'est possible que si cela est financé par l'État (le consommateur). Les bureaucrates de l'Europe ne reculent pas devant ces dépenses.

Financement de la production au lieu de la recherche 

      Avant d'améliorer le réseau, il serait raisonnable de rechercher des méthodes économiques de transformer du courant continu haut voltage à bas prix. Alors que les États, suivant les saines lois de la rentabilité, ont un intérêt économique à subsidier la recherche et non la production, l'Europe a inventé qu'il fallait subsidier aussi la production (pour l'éolien ou pour les lignes de haute tension) avant que les prix de fabrication baissent. Au lieu de subsidier des entreprises déficitaires pendant un lent, aléatoire et coûteux effet de l'apprentissage sur l'abaissement des prix, il vaudrait mieux rechercher des méthodes de réduction des prix de fabrication jusqu'à ce qu'il soit économiquement justifié de déployer la technologie.

      La crise énergétique a maintenant des solutions bien plus efficaces que l'éolien (cogénération, solaire thermique). Même en supposant un épuisement rapide des combustibles fossiles (dans 100 ans), on a le temps de faire des innovations bien plus valables (nucléaire de 4e génération, fusion nucléaire, photovoltaïque à bas prix, bactéries ou algues captant l'énergie solaire pour produire du gaz naturel, de l'éthanol et du biodiesel). Comment aurait-on pu prévoir en 1910 les inventions qui ont transformé la vie en 2010 à un époque ou l'innovation était encore lente?

Financement d'entreprises non rentables 

      Espérons qu'Elia sera contraint à séparer la comptabilité de ses opérations en Belgique et à l'extérieur, à moins qu'on ne prépare une opération, qui, comme pour la Sabena, permettra de faire passer la propriété des lignes HT belges sous contrôle étranger, par des promesses de CV ou d'aides qui doivent être légalement remboursés ou par le système des faillites. Il faut éviter que la Belgique soit obligée de payer des certificats verts ou des investissements pour des opérations dites écologiques hors de la Belgique. Si les lignes HT belges doivent laisser passer de l'énergie entre ses voisins, la Belgique devrait exiger que le prix de transport corresponde aux coûts réels. On empêche bien le Danemark de vendre à l'international son électricité intermittente au prix de l'énergie à la demande.

       Le prix de l'électricité intermittente est souvent négatif, jusqu'à moins 100€/MWh, pour compenser ce qui est versé pour les CVs. L'absence de rentabilité qui a provoqué la chute du communisme est une idée adoptée par certains tenants de l'écologie politique, une idée dangereuse et qui n'est nullement nécessaire pour la véritable écologie.

     Revenant au tableau des rendements éoliens, le rendement du backup ne doit pas être trop faible pour que des éoliennes, ayant un facteur de charge réel de 17 % (cas des éoliennes intérieures en Allemagne et  en Ardenne), soient plus efficaces (pour les émissions et la consommation de gaz) que des TGV sans éolien. Pour des éoliennes littorales (Danemark, Angleterre et Norvège) ayant un facteur de charge de 23 % ou plus, le backup doit néanmoins être efficace pour que les éoliennes soient plus utiles que des TGV seules.

Réglage de la puissance du réseau

      Pour de plus grandes variations dans les réseaux, telles que ceux qui doivent accepter beaucoup d'éolien, des centrales en régime variable ne suffisent pas pour procurer une plage de puissance suffisante. On doit donc s'assurer une réserve de capacité avec des centrales à l’arrêt ou préchauffées. Suivant les prévisions et la technologie du parc disponible, on les éteint ou on en préchauffe d’autres. La décision de préchauffer change le prix de l'électricité. On peut arrêter plusieurs centrales lors des périodes de demande basse. Un total suffisant de réserves devient indispensable en période de pointe quand l'éolien produit. Une réserve de capacité rapide et importante est nécessaire quand du vent fort (en cours ou attendu) peut diminuer brusquement.

      Une centrale hydraulique a souvent 10 turbines (ou plus) qui ont chacune leur meilleur rendement en fonctionnant à fond. Pour un bon rendement global à puissance variable, on devrait adapter le nombre de turbines ou de pompes en marche suivant la demande. Le pompage/turbinage est régulé de cette façon et non pas en faisant varier la puissance de toutes les roues. En supposant que le rendement du pompage ou du turbinage est de 90%, le stockage hydraulique de l'électricité fait baisser le rendement à 81%, soit une perte de 19%. De l'éolien ayant un stockage hydraulique comme backup est moins efficace que s'il n'existait pas en Ardennes où a capacité de charge est inférieure à 19%.

       Quand il n’y a pas de vent, la production de CO2 par les centrales d’appoint (à supposer qu'il n'y ait que des TGV) est pour l’onshore de 12 060 ktCO2-éq/an. Ces backup travaillent pendant l'équivalent de 83 % du temps (En fait, pendant près de 100% du temps mais à régime variable). Pour l’offshore, les GES produits ne sont que de 4959 ktCO2-éq/an car ces centrales d'appoint ne sont actives que pendant 70% du temps. Le jugement que l'éolien ne réduit pas les émissions de CO2 a été critiqué de façon enfantine par le lobby éolien AWEA. Critique par AWEA (en anglais). Si la centrale d'appoint est loin du parc éolien, il faut ajouter les frais de transport (La méthode la plus chère pour transporter de l''énergie est de le faire sous forme d'électricité).

      Dans la pratique mondiale, plus de la moitié des centrales thermiques est au charbon. On continue à construire des centrales au charbon, même en dehors de la Chine, et le pourcentage ne diminue pas dans le monde. Au contraire, l'Allemagne a décidé de construire 23 centrales au charbon supplémentaires pour compenser sa sortie du nucléaire. L'éolien entraîne ainsi une forte consommation de charbon et un accroissement du CO2 dans l'air, comme si son rôle principal est de servir d'excuse verte compensatoire pour continuer à brûler du charbon.

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Tableau de calcul

Notations

Critique par AWEA (en anglais)