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Participation de l’éolienindustriel à la réduction des gaz

à effet de serre en BelgiqueFiche VentdeRaison revue 10/09/12

guido van velthoven

Table des matières1. Introduction..............................................12. Energie renouvelable ou alternative ?.....................22.1. Définition.............................................22.2. Analyse................................................22.3. Conclusions............................................4

3. Propre ?..................................................53.1. Modèle simplifié.......................................53.2. Le modèle de BERGER....................................73.3. Le taux de substituabilité.............................83.4. Approche basée sur le taux de substituabilité.........103.5. Approche basée sur la dynamique de régulation du réseau.

113.5.1..........................................Premier cas (00)

143.5.2........................................Deuxième cas (01)

143.5.3.......................................Troisième cas (10)

143.5.4.......................................Quatrième cas (11)

153.5.5..............................................Cycle de vie

163.5.6...............................................Conclusion.

193.6. Remarques.............................................19

4. Le modèle de C. Le Pair (Pays Bas).......................205. Le cas irlandais.........................................215.1. Introduction..........................................215.2. Exemple...............................................235.3. Second résultat important.............................235.4. Conclusion............................................25

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6. Conclusions..............................................26

1. IntroductionL’examen de la jurisprudence du droit environnemental lié àl’octroi de permis uniques éoliens nous apprend que la décisiond’octroi de permis est fréquemment motivée par l’assertion, nondémontrée, de la participation significative de l’éolienindustriel à la réduction des gaz à effet de serre (GES).Cette question, très controversée actuellement, mérite doncd’être creusée. Il est en effet important de noter que lesdécisions ministérielles d’octroi de permis sur recours sebasent notamment sur le caractère d’utilité publique de l’usineéolienne dans la cadre des obligations KYOTO de la Belgique enmatière de réduction des GES, permettant, avec application desdispositions de l’article 127 §1 du CWATUPE, d’envisager unedérogation au plan de secteur.

S’il s’avère que l’éolien ne contribue pas d’une manièresignificative à la réduction des GES, la motivation de ladécision ministérielle d’accorder la dérogation au plan desecteur pour implanter de l’éolien industriel en zone agricole,doit être interprétée comme prise avec excès de pouvoir.

Dans un rapport récent au ministre (français) du Redressementproductif d’une part et de la Ministre de l’Écologie, duDéveloppement durable et de l’Énergie d’autre part, les auteursdu rapport affirment que, paradoxalement, la régulation del’intermittence éolienne peut résulter en une augmentation desémissions de CO2 : 1

« Pour faire face à une hausse ou à une baisse brutale de production desénergies fatales, il faut environ 15 mn pour démarrer une turbine à gaz, 30 mnpour le diesel et 2 mn seulement pour l’hydraulique, quand c’est possible. Pis,les turbines thermiques ou hydrauliques ne fonctionnant pas à leur rendementoptimal, le démarrage d’une turbine à combustion d’appoint peut êtrenécessaire et conduire ainsi, paradoxalement, à une augmentation desémissions de CO2. »

1 CGEIET & CGEDD. « Éolien et Photovoltaïque : enjeux énergétiques, industriels etsociétaux. » Septembre 2012, p 85

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L’énergie éolienne est représentée comme une énergierenouvelable et propre.

2. Energie renouvelable ou alternative ?

2.1. Définition

Une énergie renouvelable se caractérise par la non-dépendancedes combustibles fossiles. Une énergie propre ne rejette pas deCO2.L’éolien industriel est caractérisé par le fait que laproduction est injectée dans le réseau de distribution. Dèslors ce vecteur contribue à l’équilibre permanent entre offreet demande d’électricité. La demande fait l’objet de modèles deprévision pointus en ce qui concerne la puissance sollicitée enfonction du temps.

2.2. Analyse

Le diagramme de laproduction enfonction du tempsmontre lesfluctuationschaotiques de lapuissancedisponible.

Si la vitessefluctue de 10%, lapuissance fluctue de 30%. Dans un contexte évolutif de lademande d’électricité, à saturation des vecteurs (« vecteur » :moyen de production de l’électricité) (c’est le cas de laBelgique qui importe 10% de ses besoins en électricité), touteadjonction éolienne doit être complétée par du thermique(essentiellement les turbines à gaz qui seules ont la souplesserequise pour intervenir rapidement en cas de chute du vent)

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pour garantir que le potentiel demandé soit disponible à toutmoment.Ces régulateurs thermiques doivent intervenir tout le temps, endehors de leur point de fonctionnement optimal. Il en résulteune augmentation d’émission de gaz à effet de serre (GES) quidoit être imputée à l’éolien industriel. Il convient en effetde souligner que dans notre pays où l’hydraulique est priseintégralement par le nucléaire, et en l’absence de possibilitésde stockage de l’énergie électrique, seule la régulationthermique par le gaz est disponible. Eu égard au taux de charge(TDC) éolien de 20% (EUROSTAT décembre 2008) pour l’Europe des27, l’éolienne n’aura donné sa puissance nominale que pendantau maximum 20% du temps, réparti sur l’année d’une manièrealéatoire. En cas de chute de puissance nominale de l’éolienne,la centrale thermique (dite « back-up ») doit intervenir toutle temps et ce au total pendant 80% des heures de l’année.

Voici un extrait du tableau 2.6.2 Energy Statistics for Belgiumcombiné à celui du Gross Electricity Generation from Renewables(wind) de la dernière statistique EUROSTAT (décembre 2008)

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année

prod.en TWh (e)

charbon (c)

pétrole

gaz(g)

Éolien (w)

periode Cor (w,g)

Cor (e,g)

cor (e,c)

1990 70,85 17,10 1,31 8,17 0,007 1990-2006

0,69 0,97 -0,90

1991 71,95 16,51 1,83 8,94 0,008 2000-2006

0,84 0,86 -0,43

1992 72,26 16,01 1,54 9,19 0,008 2003-2006

0,93 0,68 -0,42

1993 70,85 16,30 1,48 9,24 0,0081994 72,24 16,98 1,62 10,8

80,009

1995 74,43 16,52 1,31 12,94

0,009

1996 76,15 15,55 1,29 13,67

0,008

1997 78,89 13,75 1,42 14,07

0,008

1998 83,24 14,19 2,58 17,74

0,011

1999 84,52 9,94 1,04 21,82

0,013

2000 83,89 12,92 0,80 19,09

0,015

2001 79,70 9,94 1,66 18,61

0,034

2002 82,06 10,03 0,97 20,50

0,057

2003 84,62 9,64 1,01 23,58

0,088

2004 85,44 9,15 1,68 23,81

0,129

2005 87,03 8,20 1,74 25,14

0,227

2006 85,54 6,85 1,38 25,39

0,363

2.3. Conclusions

La corrélation entre la production d’électricité (e) et levecteur charbon (c) est fortement négative (-0,90) sur lapériode totale (1990-2006) mais diminue en valeur absoluepour les périodes 2000-2006 et 2003-2006. Il en résulteque l’augmentation de la consommation d’électricité depuis1990 va de pair avec une diminution significative ducharbon, sauf que ces dernières années cette diminutionest sérieusement freinée.

La corrélation entre la production d’électricité (e) et levecteur gaz (g) est très fortement positive (0,97) sur lapériode totale (1990-2006) mais diminue pour les périodes2000-2006 et 2003-2006. Il en résulte que l’augmentationde la consommation d’électricité depuis 1990 va de pairavec une augmentation très significative du gaz, sauf queces dernières années cette augmentation est freinée. On

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peut en déduire, pour le période totale, une substitutiondu charbon par le gaz.

La corrélation entre la production d’électricité (e) et levecteur éolien (w) est positive (0,69) sur la périodetotale (1990-2006), où l’éolien a stagné entre 1990 et1999 mais augmente significativement pour les périodes2000-2006 et 2003-2006. Pour cette dernière période onnote une corrélation significative (0,93) entre éolien etgaz. Il en résulte que l’essor de l’éolien va de pair avecune augmentation significative de l’utilisation du gaz àdes fins énergétiques.

On peut en déduire la forte dépendance éolien-gaz, induitpar la régulation thermique de l’intermittence éolienne,ce qui permet de conclure que l’éolien est une sourced’énergie alternative, mais pas renouvelable, puisquedépendant très fortement d’un combustible fossile en voiede dépérissement.

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3. Propre ?3.1. Modèle simplifié

La production d’une éolienne se répartit sur toute l’année. Ilen résulte qu’à tout moment il faut s’attendre à une productioncomprise entre 0 MW et sa puissance nominale. Sa production,plutôt erratique, se répartit donc sur les 8760 heures del’année. C’est donc pendant 8760 heures que doit opérer lemécanisme des « réserves tournantes » et de la régulation avant(éolienne) - arrière (centrale régulatrice) de l’une ou l’autrecentrale correctrice.. Si les émissions de CO2 d’une turbine à gaz sont de 456Kg/MWh, un MWh éolien n’économise pas 456Kg/MWh. Le Pair 2 explique quantitativement et qualitativement pourquoi. Voici un résumé des arguments

1. Conventional units forced to operate at less than optimal powerdue to supply of wind electricity. As a consequence, they have alower thermal efficiency. They consume more fuel per kWhcompared to the consumption without wind.

2. Cycling conventional units – ramping up or down – in response tofluctuating wind contribution uses more fuel than running atconstant power.

3. Idling of conventional generators synchronous with the grid butnot delivering electric power costs 6 – 8% of the fuel required forrunning at design capacity. This is necessary to step in, atsudden lulls of the wind over wind turbine arrays.

4. Extra cold starts of conventional units easily require more fuelthan wind developments produce. For example: one cold start ofa highly efficient 360 MW CCGT (Combined Cycle Gas Turbine)consumes the fuel equivalent to the electric energy which twenty

2 C. Le Pair et al “Windturbines as yet unsuitable as Electricity provider”. Europhysicsnews 43 (2012) nr.2, p. 22/5.

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3 MW wind turbines produce during 40 hours running on averageoutput.)

5. Construction and installation of wind turbines requires aquantity of energy equivalent to about 10% of their life-timeproduction

6. Capital costs and energy involved in connecting wind turbineparks to the grid, including adaption and transforming, have tobe added to the wind park costs and subtracted from yields

7. Self-consumption of electric energy by wind turbines and theirelectronics while idling and at rest, i.e. heating during coldperiods and electricity consumed by the power electronics forgrid adaption

8. Increased use of inefficient, fast ramping OCGTs (Open Cycle Gas Turbines) instead of twice as efficient CCGTs to meet sudden wind variations.

9. Energy costs related to extra wear and tear of conventional unitsdue to frequent forced ramping in response to the wind variations.

Cela implique donc que pour chaque MW éolien une centralecorrectrice se trouve en surconsommation pendant les 8760heures de l’année aussi bien pour injecter immédiatement del’électricité en cas de chute brutale du vent, qu’en retraitsoudain en cas d’augmentation brutaleL’écart entre le rendement à sa puissance nominale et à lapuissance effectivement délivrée est caractérisée par une pertede rendement. Cette perte est donnée en % et est appelée « heatrate penalty ». Toute puissance éolienne unitaire de 1 MWprovoque donc des émissions à raison de

8760h 456kg / MWh HRP%

où HRP% (heat rate penalty) varie de 17 à 35 % selon lecalculateur de Hawkins3. Prenons, à titre d’exemple la moyenneHRP% = 26 %. L’éolienne de puissance unitaire de 1 MW réduitles GES à raison de 456 kg / MWh pour la totalité de sa

3 Cfr Hawkins “Wind Integration: Incremental Emissions from Back-UpGeneration Cycling”. Nov 2009. See :http://www.masterresource.org/2009/11/wind-integration-incremental-emissions-from-back-up-generation-cycling-part-i-a-framework-and-calculator

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production de TDC 8760 h, où TDC est le taux de charge. Lebilan de la réduction des GES devient:

(TDC 8760 456) – HRP * 8760 456 = (8760h 456kg / MWh) (TDC – HRP) Pour un TDC = 17,4% (dernière moyenne wallonne)4 et un HRPmoyen de 26 % la contribution à la réduction de GES du MWéolien est donc de

(17,4% - 26%) 456Kg / MWh = -8,6% 456kg / MWh = -39 kgCO2/MWh,

soit une augmentation de la production de CO2 au lieu d’uneréduction.En revanche un MW éolien offshore à TDC = 35% réduit les GES àraison de :

(35% - 26%) 456Kg/MWh = 9% 456kg / MWh = 41 kg CO2/MWh. Une analyse du tableau du plan national (novembre 2010 p. 92)repris ci-après, nous permet de voir que le TDC belge estimépour 2011 est de 1745,5.10³ / (8760 x 1016,2) =19,6%.

4 Le dernier rapport de la CWaPE, RAPPORT ANNUEL SPÉCIFIQUE 2009 CD-10j19-CWaPE montre une production de 496.410MWh (annexe 2) et une puissance de 325MW (annexe1 p36) donnant, 17,4%

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On est donc bien dans la situation où l’éolien ne permet pasde réduire les GES et où les 1746 MWh de 2011 émettront unsupplément de

1746 * (0,26-0,196) * 456 = 50.955 tonnes de CO2.

Cette approche devrait être affinée compte tenu de laspécificité de l’histogramme cumulatif de la demande depuissance qui nous apprend que pendant 26% du temps(essentiellement la nuit) l’éolien est excédentaire et inutile,et ne participe donc pas à la réduction des GES belges (voirci-après). On peut estimer que la régulation n’intervient que lorsquel’éolienne tourne (quel que soit la puissance générée).L’histogramme des vitesses du vent nous apprend que c’est dans71% des cas. La formule doit alors être corrigée comme suit ;

Economie de CO2/MWh = 456 kg/MWh) (TDC – 0,71 HRP)

Pour un TDC de 17,4% et un HRP moyen de 26 % l’économie(négative) est de :

- 4,83kg/MWh

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3.2. Le modèle de BERGER

Une autre approche est celle de notre éminent climatologue André Berger5 :

« Sur le continent, en Belgique, les éoliennes fonctionnent en moyenne 6,5heures/jour et ce, de façon irrégulière et discontinue "au gré du vent". Lerégime de vent en Belgique est peu diversifié ne permettant pas la créationd'un réseau à éoliennes complémentaires (de toute façon si les éoliennesd'Ostende servaient à fournir l'électricité à Liège, qui fournirait l'électricité àOstende!).

A cause de cette intermittence, il faut que chaque MW de puissance installée enéolienne soit "couvert" par un MW qui peut être, lui, fourni sur demandeimmédiate pour suppléer au démarrage et à l'arrêt sporadiques des éoliennes.Cette réponse immédiate à la carence des éoliennes est donnée par lescentrales thermiques. Dans un tel cas, la production conjointe d'électricité parune éolienne de un MW et par une centrale thermique de un MW se monteannuellement à :

(MW 6,5 + MW 17,5) 365 = 8,76 GWhe

dont 6,39 à partir de la centrale thermique. Celle-ci émettant quelque 843 gCO2 par kWhe produit, elle rejette :

6,39 106 0,843 = 5,4 ktCO2

On néglige ici le fait que la centrale thermique doit, en réalité, rester en veillede façon continue pour être constamment prête à répondre à la demandequand les éoliennes arrêtent de produire. L'installation conjointe de un MWéolien et un MW thermique conduit donc à une moyenne d'émission de, aumoins :

5,4 109/8,76 106 = 615 gCO2/kWhe.

Ces proportions restent sensiblement les mêmes si on considère l'ensemble desgaz à effet de serre et/ou les valeurs de 2004, les dernières officiellementpubliées.

La moyenne actuelle d'émission de CO2 en Belgique par le secteur de productiond'électricité est de

344 gCO2/kWhe

5 Voir LLB du 29/01/07

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L'installation d'éoliennes contribue donc à augmenter les émissions de CO2 de80 % par kWhe produit. Imaginons dès lors qu'on remplace une centralenucléaire d'une puissance installée de 0,83GW par 553 éoliennes de 1,5 MWproduisant 1,97 TWhe. La centrale thermique d'appoint de 0,83 GW produiraelle 5,30 TWhe en émettant 4,47 MtCO2. Cela conduit donc à augmenter lesémissions des industries énergétiques d'autant, c'est-à-dire de 15%. »A remarquer que dans cette approche l’éolien industrielparticipe aux émissions de CO2 à raison de 615kg/MWh. Cettesituation se présente dans le cas de saturation des vecteurs.Toute nouvelle demande occasionnant une adjonction d’éoliennesnécessite une puissance thermique supplémentaire.

3.3. Le taux de substituabilité

Reste l’aspect GES et la réponse à la question : « l’éolienindustriel est-il propre ?».

L’apport de l’énergie éolienne en matière énergétique aussibien qu’en matière de réduction des gaz à effet de serre (GES),doit être considéré dans sa globalité, c.à.d. eu égard aussibien à la totalité des vecteurs de génération d’électricitéqu’à la capacité éolienne totale installée. Citons d’emblée uneétude commandée par la Politique Scientifique fédéraleCP/XX/802March 2006 :

« Intuitivement, il est entendu que la valeur économique et écologique del’énergie du vent ne sont pas quantifiées par la délivrance de son énergie totalecomme telle, mais bien plus par la quantité d’énergie classique qui peut êtreremplacée par l’énergie éolienne.

Cette « substituabilité » n’a jamais fait l’objet d’un rapport officiel mais a été étudiée, sous la responsabilité des auteurs,dans une publication6

faisant partie des rapports

6Paula Souto Pérez, Joris Soens, Edwin Haesen, Ronnie Belmans, Johan Driesen. THE ROLE OF RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES IN SECURING ELECTRICAL SUPPLY IN BELGIUM. K. U.

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finaux consacrés aux «  Modes de production et de consommation durables (PADD 2)7 ».

A la base, l’objectif était de fixer le potentiel« classique », tous vecteurs confondus, pouvant être remplacé

par la totalité de lacapacité éolienneinstallée (appelé le« capacity credit of windpower»), en fonction del’évolution de cettedernière, et ce dans deshypothèses raisonnablesde continuité defonctionnement (nondégradation de laprobabilité de perte de

charge).

Les résultats de l’étude sont résumés dans le graphiquesuivant. A un objectif éolien de 500 MW (objectif belge 2012)correspond un « crédit de capacité » de 90 MW, et donc un tauxde substituabilité de 18 %. Les auteurs de la publication font remarquer par ailleurs quepour un faible taux de pénétration de l’éolien, le taux desubstituabilité correspond, un peu par hasard ( ?) au taux decharge onshore.A remarquer le caractère monotone-décroissant de ce taux desubstituabilité en fonction du taux de pénétration éolien. Pourun potentiel éolien installé de 5000 MW, le crédit de capacitén’est que de 462,5MW, ce qui correspond à un taux desubstituabilité de 462,5/5000 = 9,25% seulement.A comparer avec la situation allemande telle qu’elle a étéétudiée par la Technische Hochschule Aachen en 2005, et reprisedans l’E.ON Netz Wind Report 20058 (voir graphique). Vu le tauxde pénétration éolien allemand bien plus important, le taux desubstituabilité allemand actuel (2010) n’est que de 5,7%. Surle plan de la conception de politiques énergétiques futures,ces résultats concernant le taux de substituabilité décroissantsont évidemment très importants. Leuven – ESAT / ELECTA. 2006 Appendix 3.7 Cfr http://www.belspo.be/belspo/home/publ/rappCPgen_fr.stm8 http://www.eon-netz.com

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3.4. Approche basée sur le taux de substituabilité

Examinons maintenant, pour le cas de la Belgique 2012, lacontribution potentielle de l’éolien industriel à la réductiondes GES basée sur l’approche du taux de substituabilité. En2012 l’éolien représenterait 1739 MW (voir tableau plannational). Le graphique du taux de substituabilité permet devoir que le crédit de capacité représente 200 MW (12,6% de1739), de potentiel « classique » tous vecteurs confondus.Quel est le taux de charge correspondant à ces 200 MW ? Lerapport entre les « moyens » de production et la productionproprement dite pour les 5 dernières années permettent de ledéterminer9 et de trouver 84 %. Les 200 MW produisent donc 1472GWh/an. Compte tenu de production d’électricité (88,82TWh/an)10

et des émissions correspondantes de 22MtCO2eq/an11, la moyennebelge est donc de 248 Kg/MWh. Il en résulte que les 1472 GWh/anprécités émettent :

1472GWh/an 248kg/MWh = un montant de 0,365 MtCO2/an.

Par rapport au total annuel de 129,83 MtCO2,12 cela représente0,0028 (même pas trois millièmes).

Ceux qui prétendent que l’éolien industriel joue un rôledéterminant majeur en matière de lutte contre le réchauffementclimatique devraient donc reconsidérer leurs assertions.

On verra ci-après que ces chiffres doivent encore être revus àla baisse. Comparons ce montant avec l’effet dépolluant d’unjour sans voitures. Il y a en Belgique 5.048.723 voitures,utilisées en moyenne à raison de 40 km/j (statistiques SPE) et

9 http://statbel.fgov.be/nl/statistieken/cijfers/energie/statistieken/electriciteit/index.jsp10 idem11 http://www.plan.be/websites/ef20032008/fr/html_books/ch7_f3.html12 http://unfccc.int/files/ghg_emissions_data/application/pdf/bel_ghg_profile.pdf

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qui émettent, en moyenne 345gCO2/km. Cela donne un montant de70 KtCO2/jour. Le pouvoir dépolluant théorique annuel del’éolien industriel en 2012 est donc comparable à celuireprésenté par l’action « un jour semestriel sans voiture ». Il est à remarquer que cette approche est une approchecomptable qui ne tient compte ni de la dynamique de larégulation thermique et du « heat rate penalty » (pénalité detaux d’échauffement), ni de la programmation prévisionnelle dela charge devant assurer à tout moment l’équilibre entrel’offre et la demande de puissance à travers le réseau dedistribution.

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3.5. Approche basée sur la dynamique de régulation du réseau.

On peut inférer de la fluctuation journalière de la demande depuissance (document ELIA) que la capacité actuelle de 8,9 GW dubase-load est insuffisante pendant la journée mais que pendantla nuit, jusqu’à 7 h du matin elle est excédentaire.

L’histogramme cumulé de la demande de puissance permet uneapproche plus globale.

Histogramme cumulatif de la demande de puissance 2008 (*)

Cet histogramme cumulatif donne en abscisse le nombred’heures de l’année où la demande de puissance est plusgrande que celle de l’ordonnée correspondante.

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Le point du graphe (6501 ; 8,9 GW) est intéressant : ilindique que pendant 6501 heures de l’année, la production debase (baseload), essentiellement constitué par le nucléaire,à taux de charge de 85%, ne suffit plus pour rencontrer lademande de puissance. Toute demande dépassant les 8,9 GW estrencontrée par des vecteurs bien plus souples que lenucléaire tels le gaz, le turbinage, les renouvelables etl’importation en fonction de leur disponibilité, eu égardau critère de minimisation du coût marginal.Dans le cas présent, la probabilité qu’à un momentquelconque on ait besoin de l’éolien est donc de 6501/8766 =0,74. Si nous souhaitons programmer un MWh éolien (avec uneprobabilité 0,74) il s’agit de savoir s’il sera là.Les problèmes majeurs de l’éolien sont la grande variabilitéde sa production et la difficulté de prévoir cetteproduction précisément plusieurs heures à l’avance.L’expérience allemande13 montre que des prévisions à 72heures sont impossibles et que l’erreur sur des prévisions à24 heures peut atteindre 50 % de la capacité installée.L'injection de l'éolien industriel dans le réseau pose doncun problème très ardu de prévisibilité. Ci-après uneillustration de la situation française à ce sujet 14 ;

Quelle est la probabilité qu’à un moment quelconque del’année on puisse compter sur la puissance nominale du parctotal accroché au réseau dans le cadre de la programmationde l’équilibre offre-demande?

13 ACKERMANN T. “Wind Power in Power Systems”, Wiley, 200514 Science et Vie Septembre 2010, p 35

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Trois approches sont possibles : probabilité de productionnon nulle, probabilité de production maximale (nominale),probabilité de production moyenne d’un MWh.La consultation des histogrammes des vitesses du vent (IRM)en Région Wallonne permettent de calculer les valeursmoyennes.

vitesse enm/s

vitessemoyenne BEAUVECHAIN BIERSET ELSENBORN GOSSELIES KOKSIJDE SAINT-HUBERT SPA ZAVENTEM

de 0 à0,5

2,8% 2,0% 7,2% 1,2% 1,8% 1,5% 4,4% 1,5%

de 0,5 à1,5

10,5% 7,6% 13,4% 10,1% 6,6% 8,0% 7,3% 9,0%

de 1,5 à2,5

16,3% 14,7% 17,7% 17,6% 12,4% 15,9% 15,2% 16,6%

de 2,5 à3,5

19,1% 18,8% 19,0% 18,9% 16,1% 20,7% 20,4% 18,7%

de 3,5 à4,5

4,00 16,2% 17,0% 17,3% 16,1% 15,3% 18,8% 17,9% 16,1%

de 4,5 à5,5

5,00 12,5% 13,1% 12,0% 12,1% 13,5% 16,2% 15,0% 12,6%

de 5,5 à6,5

6,00 8,6% 10,0% 7,0% 9,0% 10,7% 9,1% 8,3% 9,2%

de 6,5 à7,5

7,00 5,5% 6,8% 3,6% 6,2% 7,9% 5,0% 5,5% 6,4%

de 7,5 à8,5

8,00 3,5% 4,4% 1,7% 4,0% 5,7% 2,7% 3,2% 4,0%

de 8,5 à9,5

9,00 2,1% 2,6% 0,6% 2,2% 3,9% 1,2% 1,6% 2,5%

de 9,5 à10,5

10,00 1,3% 1,5% 0,3% 1,3% 2,6% 0,6% 0,7% 1,5%

de 10,5 à11,5

11,00 0,6% 0,7% 0,1% 0,6% 1,5% 0,2% 0,3% 0,8%

de 11,5 à12,5

12,00 0,4% 0,4% 0,1% 0,4% 0,9% 0,1% 0,1% 0,5%

de 12,5 à13,5

13,00 0,3% 0,2% 0,0% 0,1% 0,5% 0,0% 0,1% 0,3%

de 13,5 à14,5

14,00 0,2% 0,1% 0,0% 0,1% 0,3% 0,0% 0,0% 0,2%

supér.à14,5

15,00 0,1% 0,1% 0,0% 0,1% 0,3% 0,0% 0,0% 0,1%

TOT 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

100,0%

Ces vitesses doivent être adaptées compte tenu de la hauteurdes rotors actuels (108 m pour une Enercon E82 de 2,3 MW) etde la longueur de rugosité (environ 0,03m en RégionWallonne), donnant un coefficient de multiplication pour lesvitesses du vent à 10 m de :

ln (108 / 0,03) / ln (10 / 0,03) = 1,41

Comme la vitesse de démarrage est comprise entre 3 et 4 m/s,nous retenons 3,5 m/s pour le calcul de pourcentage de

20

production non nulle. De même pour le calcul du pourcentageproduction nominale (et maximale) qui nécessite une vitessede 11 à 12 m/s, nous retenons 11,5m/s. Voici le tableau des moyennes pour les 8 stations IRM.

V’(m/s) p % prod v<

3,5m/s% prod

v>11,5m/s0 0,028 0,47

1,14 0,0912,28 0,1583,42 0,1904,56 0,1685,70 0,1346,84 0,0907,98 0,0599,12 0,03710,30 0,02111,40 0,012 0,0312,50 0,00613,68 0,00414,82 0,00215,96 0,001

17,10 0,0008

Il en résulte que: La probabilité de production non nulle est de : 1 -

0,47 = 0,53 probabilité de production nominale (et maximale) est de

0,03

Comme le réseau est obligé d’accepter la productionéolienne, on ne peut pas prendre la probabilité deproduction nominale comme base du calcul : ce serait le cassi on pouvait refuser toute puissance éolienne qui seraitinférieure à la puissance nominale.La probabilité instantanée de production non nulle ne pourrapas être retenue car elle ne dit rien sur la quantitéproduite qu’on doit pouvoir comparer à la quantiténécessaire. Si le taux de capacité d’une éolienne de 1 MWest de 1750 heures, la répartition de sa production sur les8760 heures de l’année (dans l’hypothèse d’une distributiongéométrique où les quantités entre 0 et 1 MW sontéquiprobables) est donc telle que la probabilité qu’àn’importe quelle heure de l’année on trouve un MWh est de :

21

1750 / 8760 = 0,20

ce qui correspond précisément à son taux de charge (TDC,load factor). C’est donc cette probabilité qui nousintéresse dans le cadre de la programmation car elle permetla confrontation entre la puissance éolienne totaleprogrammée et la réponse en termes de productible de cettepuissance totale.Nous considérons alors un quelconque MWh (ou fraction, peuimporte) pour savoir s’il est désiré ou non et s’il est làou non afin de calculer sa contribution à la réduction desGES. Pour simplifier nous considérons le cas d’un MWh(produit ou non, désiré ou non).

3.5.1. Premier cas (00)

L’éolienne ne produit pas (0) et la programmation dugestionnaire du réseau ne l’avait pas incorporée dans sesprévisions (0). Il va de soi que dans ce cas l’espérance deréduction de CO2 est nulle. La probabilité de cet état estde :

(1 - 0,18) (1-0,74) = 0,21

3.5.2. Deuxième cas (01)

L’éolienne ne produit pas (0) et pourtant la programmationl’avait incorporée dans ses prévisions (1). La probabilité decet état est de :

(1 - 0,18) 0,74 = 0,61.

Une autre source suffisamment souple doit intervenirprécipitamment pour combler la puissance manquante. Il fautqu'une TGV ou une centrale classique prenne le relais pourassurer le backup et ce à raison de 456 à 1000 kg/MWh selonqu’il s’agisse d’une TGV ou d’une centrale au charbon.

22

Comme l’a montré récemment K.Hawkins15 l’inefficiencerésultante des turbines de régulation (heat rate penalty) apour effet de provoquer une surconsommation de carburant etune émission de GES supplémentaire de 17 % dans le cas d’uneturbine à gaz en cycle combiné (TGCC) et de 34 % pour uneturbine à gaz en cycle ouvert (TGCO).En postulant le cas le plus favorable au point de vuerendement (TGCC) l’émission supplémentaire peut être estiméeà 17%. L’espérance de réduction est alors égale à :

-0,61 0,17 456KgCO2 / MWh = -47,29 KgCO2 / MWh

3.5.3. Troisième cas (10)

Malgré des techniques de prévision météorologiques de pointe,l'éolien produit (1) quand on n’en a pas besoin (et qu’on nel’avait donc pas programmé) (0).

Probabilité de ce cas : 0,18 x (1- 0,74) = 0,05

Il convient de rappeler le caractère problématique de cettesituation. La production éolienne ne se stocke pas etlorsqu’on n’en a pas besoin et qu’on ne l’a pas programmée(situation où la demande est inférieure à la production debase) il ne reste que la « mise en rideau » (l’arrêt de laproduction par « mise en drapeau » des pales du rotor) oul’exportation précipitée à des prix quelques fois négatifs.Voir à ce sujet le marché de l’EPEX le 04/10/2009 à 3 h dumatin où le prix de vente de l’éolien allemand a atteint lavaleur négative –record- de -500€/MWh.

15 Wind Integration: Incremental Emissions from Back-Up Generation Cycling.Nov 2009. See : http://www.masterresource.org/2009/11/wind-integration-incremental-emissions-from-back-up-generation-cycling-part-i-a-framework-and-calculator

23

Au Danemark il y a une exportation massive vers des paysvoisins disposant d’importantes capacités de pompage-turbinage, mais chez nous cette capacité est réservéeexclusivement au nucléaire qui en cas de demande insuffisanteest en surproduction. L’espérance de réduction de GES estdonc nulle comme dans le cas N°1. Par référence au graphe dela demande journalière reproduit ci-avant, ce cas se présenteessentiellement la nuit.

3.5.4. Quatrième cas (11)

L’éolienne produit (1) quand c’était prévu (1). Probabilitéde cet état :

0,18 0,74 = 0,13.

Nous pouvons également vérifier que p00 + p01 + p10 + p11 = 1.Pas de problème dans ce cas-ci; une TGV a pu réduire sonapport polluant au profit de l'éolien non-polluant puisquec’était prévu. L’espérance de dépollution est donc égale à

24

0,13 456Kg / MWh = 59,28 KgCO2 / MWh.

25

3.5.5. Cycle de vie

Tableau : durée de fonctionnement pour compenser les coûts CO2 de

fabrication (APERE)

Le moment est venu de tenir compte du coût du cycke de vie entermes de CO2

, et qui est généralement estimé à 20 g/KWh (voirtableau APERE interpolation linéaire).

Il est probablement utile de rappeler les opérations quicaractérisent la fabrication de l’éolienne et qui ont étérésumés de manière pittoresque par le « Washington Examiner »du 17 mai 2011 et reprise ci-après :

«  We start at the limestone quarry that feeds the cement plant, and the crusher that feeds blast furnaceslag and crushed gravel aggregate into the cement-mixing trucks -- running on fossil fuels -- that pour1,200 tons of concrete into an exquisitely engineered hole in the ground to anchor the huge tubular steeltower.Now comes some 335 tons of steel for the 300-foot tower, manufactured in sections of about 75 feet, withflanges at either end, and bolted together on the site. The steel starts as iron, perhaps gouged from theopen-pit mines of Minnesota. The ore is processed, usually in a blast furnace, to remove impurities such assulfur, phosphorus and excess carbon, and finally, alloying elements are added, such as manganese, nickel,chromium and vanadium, to produce the exact steel required.Since the turbine on top of this stick generates electricity, you'd correctly expect copper wire to show upsomewhere in the rig -- there are about 4.7 tons of it, actually. The copper starts as ore from an open-pitmine, which is blasted, loaded and transported to crushers by fossil-fuel-powered machinery.The crushed ore is screened, and then things get a little complicated. Fine ore goes one way and coarser oregoes another, where it gets a bath in dilute sulfuric acid solution to dissolve the copper, which isextracted by an electrical process with another chemical, and -- well, you get the picture. It's industrial.Up on top, the generator's covering nacelle and the blades contain about three tons of aluminum, which isdug out of the ground as the mineral bauxite, soaked in a solution of hot sodium hydroxide, then treated bybubbling carbon dioxide into the solution, and then goes through a lot of other stuff only a chemicalengineer could love.

26

Inside the generator are magnets that require about two tons of rare earth elements blasted out of big open-pit mines, mostly neodymium and praseodymium, elements that create high magnetic force at low weight. We getthem from China in big boats that burn tons of Bunker C fuel oil. China produces 97 percent of the world'srare earth elements with strict export quotas. We're restarting old mines to get them here, but suicidalenvironmental restrictions have strangled American mineral production to the point that we have to importmost of our titanium, silver, zinc, cobalt, platinum and even aluminum.But now to the happy ending of our wind turbine story: You take all this stuff you got out of the dirty,filthy earth, put it together, hook it up to the power grid -- at $1 million per mile of power transmissionline -- and wait for the wind to blow”.

L’espérance globale de dépollution, compte tenu de l’ensembledes 4 cas avec leur probabilité respective est donc :

0 – 47,29 + 0 + 59,28 - 15 = -6,30 KgCO2/MWh

Autrement dit, la contribution de l’onshore à la réduction deGES en Belgique est légèrement négative.Il est probable que ces chiffres doivent être revus à la baisseen cas d’un plus grand taux de pénétration de l’éolien, dufoisonnement sur un grand territoire et d’une intégrationparfaite du réseau européen.A noter que l’UCTE16 demande depuis 200517un certain nombre demesures dans ce sens qui n’ont toujours pas été réalisées.Si l’Europe disposait d’un réseau parfaitement intégré, notrecas de figure « 10 » étudié précédemment serait à revoir euégard à la quotité effective qui se substituerait à duthermique polluant en exportation. Tout comme le modèle de K. Hawkins précité, le modèleprobabiliste est caractérisé par une certaine sensibilité desrésultats au taux de charge. Si on prend l’hypothèse d’un tauxde charge offshore de 30 %, tout en maintenant les autreshypothèses, il est aisé de montrer que la réduction des GES semonte à :

45,92KgCO2 / MWhéolien offshore

Voici le tableau récapitulatif :

État p Espérance en KgCO2/MWh rem

00 (1-0,18) x (1-0,74) = 0,21 0

01 (1-0,18)x 0,74= 0,61

-0,61 x 0,17 x 456KgCO2/MWh = -47,29KgCO2/MWh

0,17 = Hawkins100% TGCC

10 0,18 x (1-0,74) = 0,05 0

16 Union for the Coordination of the Transmission of Electricity17 UCTE. “Seven Actions for a successful Integration of Wind Power into theEuropean Electricity System”. 17 mai 2005. www.ucte.org

27

11 0,18 x 0,74 =0,13

0,13 x 456KgCO2/MWh = 59,28KgCO2/MWh

Émission encycle de vie -20g/KWh

Total

onshore :0 –47,29 + 0 + 59,28- 20 = -6,30KgCO2/MWhonshore

Offshore :41,08KgCO2/MWhoffshore

Conclusion

L’éolien onshore a un effet légèrement négatif sur la réductionde gaz à effet de serre : -6,30Kg/MWh

L’éolien offshore a un effet positif sur la réduction de gaz àeffet de serre : +41,08Kg/MWh

On s’aperçoit que les résultats du modèle développé sontfort sensibles, à la fois à la rentabilité énergétique del’éolienne mesurée par son de charge (TDC) et au taux depénalité d’échauffement (HRP) de la turbine à gazrégulatrice.

Voici le tableau d’analyse de sensibilité qui indique, pourchaque hypothèse de la pénalité d’échauffement (HRP), letaux de charge (TDC) où la contribution change de signe.C’est ainsi que pour un taux de pénalité d’échauffement 30%, seul un taux de charge supérieur à 28% garantit uneréduction de GES. Une hypothèse réaliste de 0,20 pour letaux de pénalité d’échauffement nous montre qu’il faut unerentabilité énergétique caractérisée par un taux de chargede 22% pour que l’éolienne réduise les GES.En onshore en Wallonie, ce taux n’est pas atteint. Tenantcompte que le taux actuel est de 18 % et que tous les sitesventeux sont pris, il est vraisemblable que le taux-pivot de22% ne sera jamais atteint.

réduction des GES en kgCO2/ MWhéolien

pcas 00 pcas 10 pcas01 pcas11 hrp=0,17

hrp=0,20

hrp=0,30

hrp=0,35

tdch

0,2132

0,0468

0,6068

0,1332

-6,30 -14,60 -42,27 -56,11 0,18

0,2106

0,0494

0,5994

0,1406

-2,35 -10,55 -37,88 -51,55 0,19

0,2080

0,0520

0,5920

0,1480

1,60 -6,50 -33,50 -47,00 0,20

28

0,2054

0,0546

0,5846

0,1554

5,54 -2,45 -29,11 -42,44 0,21

0,2028

0,0572

0,5772

0,1628

9,49 1,60 -24,72 -37,88 0,22

0,2002

0,0598

0,5698

0,1702

13,44 5,65 -20,34 -33,33 0,23

0,1976

0,0624

0,5624

0,1776

17,39 9,69 -15,95 -28,77 0,24

0,1950

0,0650

0,5550

0,1850

21,34 13,74 -11,56 -24,22 0,25

0,1924

0,0676

0,5476

0,1924

25,28 17,79 -7,18 -19,66 0,26

0,1898

0,0702

0,5402

0,1998

29,23 21,84 -2,79 -15,11 0,27

0,1872

0,0728

0,5328

0,2072

33,18 25,89 1,60 -10,55 0,28

0,1846

0,0754

0,5254

0,2146

37,13 29,94 5,98 -6,00 0,29

0,1820

0,0780

0,5180

0,2220

41,08 33,99 10,37 -1,44 0,30

0,1690

0,0910

0,4810

0,2590

60,82 54,24 32,30 21,34 0,35

0,1560

0,1040

0,4440

0,2960

80,56 74,48 54,24 44,11 0,40

29

3.5.6. Conclusion.

On est donc loin de la logique purement comptable des CV qui veut quechaque MWh éolien (onshore ou offshore) réduit les GES à raison de 456kg/MWh.Une estimation réaliste moyenne (HRP = 0,20) impliquerait que la réductionde CO2 onshore ne serait positive qu’à partir d’un taux de charge de 22% quin’a jamais été observé en Wallonie jusqu’à présent.

3.6. Remarques Le cas (10) pourrait faire l’objet d’une approche

alternative, si on estime que l’éolien injecté pourraitêtre compensé-régulé partiellement (50% ?) par lescentrales thermiques assurant la charge de base (HRP =40 à 50%). Dans ce cas-là la conclusion précédentedevrait être ajustée comme suit :

Une estimation réaliste moyenne (HRP = 0,20, sauf pour le cas « 10 »où une valeur de 40 % est admise) impliquerait que la réduction deCO2 onshore ne serait positive qu’à partir d’un taux de charge de 20%,toujours supérieur à la moyenne wallonne actuelle.Il convient de signaler également que les vieilles centrales à charbonde la charge de base ont un taux d’émission de plus de 1000kg/MWh.La régulation du MWhéolien aurait alors une pénalité de 50% de 1000kget le bilan global serait de 456 -50% de 1000 = -44kg/MWh, c'est-à-direnégatif.

On peut se poser la question de savoir si, en cas detaux de pénétration éolien plus important, la puissanceéolienne installée devrait avoir un back-up identique.Parmi les éléments de réponse à la question, il fautciter la dispersion géographique (le foisonnement, encas de non-corrélation des vitesses du vent, sur ungrand territoire, permet d’économiser du thermique etd’envisager de l’auto-régulation) et la qualité desprévisions à court terme (comme l’éolien sert à lademande de pointe, si les prévisions sont bonnes, onpeut programmer la période de pointe avec de l’éolienen économisant le thermique).

30

4. Le modèle de C. Le Pair (Pays Bas)

Dans un premier temps Le Pair18 a analysé le processus decyclage (régime

stationnaire+ montée etdescente) dela turbine àgazrégulatriceen termes depertes derendementthermiquelorsque laturbine nefonctionne

pas à son régime normal (puissance nominale) et de lasurconsommation de gaz qui en résulte. Il a examiné ce quise passe dans un système de production comprenant 100 MWd’éolien, 500 MW de TGCC, eu égard à une demande de 500 MW/jcompte tenu des données météo de Schiphol à un jour donné.L’output éolien a été calculé heure par heure en % de sacapacité nominale.

Voir le graphique ci-après établi pour chaque demi-heure.

C’est ainsi que de 19.30 h à 20 h l’énergie d’origineéolienne a fluctué de 50 % de sa capacité nominale vers 27 %de celle-ci. La CCGT a alors dû fournir le complément enpassant de 450 MW à 473 MW. Cette montée en puissance estpénalisée d’une surconsommation qu’il calcule sur base des

18 C. Le Pair “Windmills increase fossil fuel consumption & CO2 emission” http://www.clepair.net/windSchiphol.html

31

courbes d’échauffement connues. L’économie de CO2 est de1,4%.

Dans un deuxième temps Le Pair tient compte des autresdifférences en matière de consommation énergétique parrapport à un parc de production sans éoliennes : cycle devie des éoliennes, électronique de puissance (réglage de laphase), autoconsommation, le tout amorti sur 15 ans.L’économie est alors de 0,6%.

Dans un troisième temps le Pair tient compte du fait que laTGCC, même si son rendement thermique est meilleur (0,59) neconvient pas toujours pour des raisons d’inertie lorsque lapente de montée en puissance dépasse la norme de 12MW/min.Il faut alors des TGCO (turbines en cycle ouvert) dont lerendement thermique n’est que de 0,32 mais qui sont capablesde réguler plus rapidement tout en consommant plus que laTGCC. Le résultat final est alors -0,8% (économie négative).

32

Il en résulte que la surémission de CO2 dans un système oùl’éolien doit obligatoirement être régulé par des turbines àgaz, est de :

0.008 456Kg/MWh=3,65 KgCO2/MWh éolien.

Ce résultat rejoint celui du modèle simplifié (p 5) quipour un tdch de 17,4% donne une surémission de 3,82KgCO2/MWhéolien.

Le Pair conclut :

“Un parc éolien de 300 MW à proximité de Schiphol le 28 août, un jour venteuxnormal, pendant 21h30 aurait augmenté la quantité de gaz naturel requise pourla production de 500 MW de 47150 m³ de gaz. Ceci a conduit à uneaugmentation de l’émission de 117.9 tonnes de CO2 dans l’ atmosphère.”

Le Pair a refait les calculs pour une centrale éolienne de200 MW et pour 300MW. Et obtient des économies négativesgrandissantes.

Puissance (MW) 100

200

300

Économie de CO2

(%)-0,8

-1,4

-2,3

Ces résultats sont analogues à l’évolution du taux desubstituabilité (capacity credit) en fonction du taux depénétration éolien (voir p 6).

5. Le cas irlandais19

5.1. Introduction

Le site du gestionnaire de réseau de transport irlandaisEirgrid affiche en temps réel les émissions de CO2 du parc de19 Voir http://www.clepair.net/IerlandUdo.html

33

production d’électricité. Ces émissions, procurées de quartd’heure en quart d’heure, sont très fluctuantes et deschercheurs (Fred Udo, Cees LePair) ont analysé ces données enles croisant avec la contribution éolienne. Le but est devérifier comment évolue l’économie globale du système enfonction du taux de pénétration éolien défini comme la quote-part éolienne de la demande.Si, à un moment donné, la contribution éolienne est de 30 %,les émissions seront-elles réduites de 30 % également?Les chercheurs ont pu prouver que le taux d’émission de la partthermique (devant fournir l’électricité que l’éolien ne fournitpas) augmente avec le taux de pénétration éolien avec commeconséquence une économie globale de CO2 de plus en plus petite.Illustrons le phénomène au moyen des données irlandaises pourle mois de juin 2011. Le graphique ci-dessous illustre, pourles 2880 quarts d’heures de ce mois, la corrélation négativeentre les émissions globales et la production éolienne.

Plus il y a de vent, moins il y a de CO2 globalement et viceversa. Mais dans quelle proportion ?

34

Figure 1 : évolution du CO2 global (en rouge) en fonction dutemps et de la puissance éolienne injectée (en bleu) (documentF. Udo)

Il s’agit de recalculer les taux d’émission corrigés rien quepour le thermique, en fonction du taux de pénétration éolien.Voici, à titre d’exemple, le résultat pour le mois d’avril2011. Comment est obtenu ce graphique ? Pour un taux depénétration éolien de 5 % de la demande par exemple on aconstaté que les taux calculés d’émission de la part thermiquecorrespondant fluctuaient entre 300 et 600 Kg CO2/MWh, cettefourchette étant due à la variation du mix thermique au coursde la journée pour un même taux de pénétration éolien.

Figure 2 : points de production du CO2 par vecteur etdroite de régression (doc. F. Udo)

La droite de régression montre qu’un accroissement de lapénétration éolienne augmente les émissions de la partthermique (mais pas les émissions totales évidemment).

35

5.2. Exemple

Sans contribution éolienne, le taux des émissions du thermique au mois d’avril 2011 est de 436 Kg/MWh. Avec une contribution éolienne de 12 % le taux des émissions du thermique passe à :y = 3.7328 12 + 435.88 = 481 Kg / MWh.Les émissions totales se situent donc à :481 (1 – 0,12) = 423 Kg / MWh.L’économie de CO2 par rapport à la situation SANS éolien est de :(436 – 423) / 436 = 3 %,alors qu’on s’attendrait à 12 %, ce qui va dans le sens de l’étude de Willem Post : « Wind Energy Does Little to Reduce CO2 Emissions ».20

5.3. Second résultat important

Sur la totalité de la période allant de novembre 2010 à août2011, le nuage de points (t CO2/h par rapport à la contributionéolienne en MW) a été ajusté par une courbe de régression.L’axe horizontal indique la contribution éolienne. Si celle-ciest nulle, le taux d’émission global est de 1500 t CO2/h. Si lacontribution éolienne augmente, l’économie de CO2 estimportante au début, puis décroit pour se stabiliser à 1200 tCO2/h, à un apport éolien de 1000 MW, pour remonter ensuite. Cequi signifie qu’au-delà d’un apport de 1000 MW l’économiedevient négative par rapport à la situation de 1200 t C02/h etqu’on a aucun intérêt à dépasser un potentiel de 1000 MW si onveut que l’éolien continue à réduire les GES.Un résultat semblable avait été obtenu au moyen du modèle PIRESde l’université d’Athènes dans la thèse doctorale de V. Soensqui, pour la Belgique, obtenait un point d’inversion del’économie de 700 MW.

20 http://theenergycollective.com/willem-post/64492/wind-energy-reduces-co2-emissions-few-percent

36

Ce résultat avait déjà été prévu officiellement en Irlandedepuis 2004 :

« If there was an emissions saving of 5.4 % associated with theintroduction of 500 MW of WPG, it might have been expected that the‘potential’ fuel saving would have been 3 times this, or 16.2%, for 1500MW. However as WPG increases to 1500 MW it was found that thecorresponding reduction in fossil fuel requirements is only 12.9 %. Thisquantifies the growing inefficiency in using WPG to curtail emissions21”

On peut estimer que cette dernière approche d’EIRGRID estfortement instrumentaliste eu égard au fait qu’aucunstatisticien n’aurait recours à une régression lorsque le nuagede points est tellement épars. L’étude ne donne pas lecoefficient de détermination permettant d’estimer le poids dela variance non-expliquée.On peut tout aussi bien en déduire qu’il n’y a pas decorrélation et que l’apport de l’éolien est statistiquementindépendant des émissions.De plus les données d’EIRGRID semblent purement comptables(estimation de l’émission de CO2 pour chaque vecteur deproduction « tarifé » par la courbe d’échauffement en fonction

21 ESB National Grid “Impact of Wind Power Generation In Ireland on the Operation of Conventional Plant and the Economic Implications”February 2004

37

du taux de charge22), et ne tiennent pas compte des émissions« cycle de vie » des éoliennes ni des effets de cyclage desturbines correctrices (voir l’approche de Le Pair ci-avant).

N’oublions pas que les résultats de cette étude ne sont pasdirectement transposables à la Belgique, le potentiel venteuxirlandais étant supérieur au nôtre et une part importante del’électricité est d’origine nucléaire.

5.4. Conclusion

Le cas irlandais est intéressant car c’est la première foisqu’on peut disposer de données officielles pour tester unepolitique énergétique et de la sorte déterminer le taux depénétration optimum de l’éolien. Mais l’approche est timide,n’apprend rien de nouveau et devrait être corrigée par le coûtCO2 du cycle de vie et les pénalités du cyclage23:

“ If a gas turbine rapidly cycles from 60% down to 40 % and back up to60 %, 5 minutes down at 15 MW/min, 5 minutes up at 15 MW/min, itsroundtrip fuel consumption and CO2 emissions are about 20 % greaterthan if it had operated at 100 % for the same 10 minutes. The averageoutput was 50 % which would have a steady heat rate degradation ofabout 17.6 %, plus a rapid-ramping degradation of, say 2 - 3%, for atotal of about 19.6 - 20.6 percent.

(voir également le modèle de Le Pair ci-avant).

22 Cfr réf 223 http://theenergycollective.com/willem-post/57905/wind-power-and-co2-emissions

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6. Conclusions

L’éolien industriel est une source d’énergie alternativequi, stricto sensu, ne peut être considérée commerenouvelable car dépendant du gaz pour la régulation deson intermittence.

Il résulte de 5 des 6 modèles examinés que l’éolienonshore n’a pas de contribution positive à la réductiondes GES et qu’au contraire chaque MWh éolien augmente lesémissions de CO2 de l’ordre de 4Kg.

L’éolien industriel ne saurait donc être considéré commeune énergie verte ou propre.