Une éolienne moderne (puissance : 3 MW, 100 m de haut et 3 pales de 50 m de rayon) commence à tourner dès force 3 à 4 beaufort (15 km/h) mais ne produit (courbe en trait épais) d’une façon importante et proportionnelle au vent que quand le vent se maintient entre 4 à 7 beaufort (29 à 60 km/h; 7 à 15 m/s). Sa production est maximum par de rares vents de 7 à 9 (entre 60 et 90 km/h).
L'énergie véhiculée par le vent est proportionnelle au cube de sa vitesse. Par exemple, en passant d'un vent de 10 m/s à 12 m/s, la puissance augmente de 1 à 1,7. Si une éolienne commence à tourner avec un vent à 5 m/s pour fournir une puissance de 3,7 % de son maximum (soit 110 kW par rapport à 3 MW en ne tenant pas compte que les rendements sont très inférieurs à petite puissance), il faut un vent trois plus rapide (15 m/s) pour fournir une puissance 27 fois plus grande (3 à la puissance 3) pour arriver à la puissance maximum de [3,7 x 27 = ] 100%. En pratique, une éolienne est la plupart du temps soit improductive (en dessous de force 5 ou au dessus de force 9), soit produisant à fond (au dessus de force 6). Si on néglige la petite zone de transition (de force 5 à 6), on peut dire que les éoliennes sont On ou Off.
Le vent est irrégulier sur les crêtes et des rafales peuvent briser les pales. L’éolienne doit être mise en drapeau (pales parallèles au vent) si des rafales de force 9 ou plus risquent de souffler (mesures à 100 m de haut). Pour la sécurité, il vaut mieux mettre en drapeau par vent irrégulier dès force 8. Le nombre de bris de pale a augmenté en 2007, obligeant les constructeurs (et des laboratoires subsidiés) à entreprendre de longs programmes de tests de fatigue des matériaux et entraînant des retards de 2 ans dans la livraison des éoliennes et de leurs pièces de rechange.
Diagramme de charge
Sur le diagramme suivant, la fréquence du vent en fonction de sa vitesse moyenne est indiquée sur la terre et sur la mer (courbes en tirets). Une flèche verticale descendante indique la moyenne du vent.
Sur le diagramme suivant, la fréquence du vent en fonction de sa vitesse moyenne est indiquée sur la terre et sur la mer (courbes en tirets). Une flèche verticale descendante indique la moyenne du vent.
Pour obtenir l’énergie utilisable, on multiplie la production à un régime de vent par la fréquence de cette situation (surface la plus foncée). Sur terre, cette surface ne représente que de 15 à 22 % de l’énergie que l’éolienne pourrait produire si le vent soufflait tout le temps entre force 7 et 8. Sur mer, les 2 courbes coïncident mieux et l’utilisation peut dépasser 25 %. La puissance est presque entièrement produite pour des vents de force 4 à 7.
Bridage des aérogénérateurs
Les constructeurs construisent des éoliennes volontairement bridées en ne profitant pas des vents forts car le rapport entre l’énergie produite et une puissance maximum limitée (facteur de charge) est ainsi plus élevé. Une turbine de 2,5 MW, bridée à 2 MW a un facteur de charge qui passe de 18 % à 23% mais la production est réduite dans les rares périodes où le vent dépasse force 7. Le facteur de charge peut être plus grand, disons de 20 %, ce qui augmente un peu la production même si les exploitants ne débrident pas les moteurs. Les turbines produisent ainsi moins de gaz à effet de serre par leur backup. Comme l'électricité s'achète à un prix d'autant plus bas sur un marché libre que la source est plus intermittente et irrégulière, les éoliennes modernes recherchent un meilleur coefficient de charge mais un organisme indépendant devrait contrôler qu’elles ne dépassent pas la puissance maximum autorisée.
Un autre moyen d'améliorer le facteur de charge similaire à celui de brider les aérogénérateurs est de grouper les parcs éoliens d'une région et de limiter la puissance maximum, soit parce que le cas est rare, soit parce qu'on la supprime par des délestages volontaires au delà d'une puissance totale donnée. Comme le facteur de charge moyen est plus petit en moyenne pour chaque générateur, ce système peut augmenter le prix moyen et ne résout pas l'autre problème majeur; l'intermittence.
Synchronisation au réseau
Pour se synchroniser avec le réseau, l’alternateur et donc l'hélice tournent souvent à vitesse constante (sauf avec un changement de vitesse ou des générateur électriques modernes). Une éolienne se met face au vent et change le bord d’attaque de ses pales (par un dispositif similaire à celui des avions à hélice). Un aérogénérateur met du temps à s’adapter à chaque changement de force et de direction du vent. L'ensemble nacelle-hélice totalisant 100 tonnes ne peut tourner que lentement pour se mettre face au vent. Les pales, chacune de 10 tonnes, ont besoin de 30 secondes ou plus pour passer de la position à vide (pales parallèle au plan du rotor) à la position où elles dévient le vent au maximum. La turbine n'a pas le temps de s'adapter aux rafales de vent ou aux changements de direction survenant en 10 secondes. Pour le même vent moyen, les rafales de vent sur les crêtes sont beaucoup moins efficaces que le vent régulier et soutenu en mer.
Les courbes de puissance sur le dessin montrent qu’une éolienne ne produit pas d’énergie notoire en dessous de force 4. Elle pourrait donc être arrêtée, ce qui limiterait son impact visuel hypnotique. Sur terre, il y a peu de raisons économiques de laisser tourner un moulin pendant plus de 50 % du temps. Peut-être laisse-t-on les pales tourner pour profiter des rafales de vent ? Les spécialistes du marketing croient plutôt que le but est de faire croire aux passants que les éoliennes produisent tout le temps.
Les caractéristiques diffèrent suivant le type d’éolienne, la fréquence des vents et la nature de leurs changements rapides en force et en direction. Le vent sur les collines est difficile à estimer tant qu’il n’a pas été mesuré en altitude sur plusieurs années. Les changements techniques (éoliennes plus grandes) sont annoncés comme rendant les éoliennes plus performantes sur un site donné. C'est une exagération dont les promoteurs et les lobbies éoliens ont pris l'habitude. L'effet de mats plus élevés et l'effet de crête ne changent pas sensiblement le facteur de charge. Le vent augmente quand on élève le mat mais ce gain est assez faible sur les crêtes.
Le coefficient de charge moyen des éoliennes allemandes a été en 2003 de 14,8% (18,9 TWh produits par 14,61 GW de turbines) malgré une situation de vent plus favorable qu’en Ardenne. En 2005, les 18,4 GW d'éolien ont produit 27,229 TWh, soit un facteur de charge de 16,9% [123]. De 1990 à 2007, des cartes de vents ont montré des vents qui augmentaient. L'appât des subsides éoliens pourrait-il changer les phénomènes physiques ? Les problèmes ruineux de l'éolien en Allemagne et au Danemark sont décrits dans [111] (en anglais). Les subsides sont tels qu'un parc éolien qui fonctionne 1000 h comme estimé par la Commission Ampère pour l'Ardenne serait encore bénéficiaire pour un promoteur.
Les annonces publicitaires sur le facteur de charge
Les publicités pour l'éolien et même un grand nombre de papiers à prétentions scientifiques répètent des facteurs de charge totalement irréalistes. Les récents papiers sur l'éolien américain sont encore plus audacieux, annonçant des facteur de charge jusqu'à 40 %.
Ci-joint une Caricature de Lynda Barry.
Une examinatrice, devant un élève, un aérogénérateur surmonté d'un bonnet d'âne, regarde sa feuille d'examen où il a trouvé une efficacité de 30 %.
Elle lui dit : « Tu sais, Johnny, si nous étions une école officielle, nous perdrions nos subsides »
Le calcul de ce coefficient de charge est en effet élémentaire et une école qui ne pourrait pas enseigner la bonne méthode de calcul à des enfants ne devrait plus être financée. Les écoles wallonnes et les écoles publiques américaines ont de mauvais résultats aux tests de ce genre qui permettent de comparer la qualité de l'enseignement au niveau international.
Les lobbies éoliens publient des articles et des brochures à un niveau primaire. Cette stratégie nouvelle leur permet de propager des erreurs intentionnelles et de rendre impossible des discussions publiques sérieuses sur l'environnement.
Des affairistes ont choisi cette stratégie politique pour diffuser une propagande infantile, y compris dans les médias qu'ils peuvent contrôler. Ils manipulent ainsi les populations, et, par cette voie détournée, influencent des dirigeants politiques qui s'adaptent aux idées de leurs électeurs car ils n'ont plus le temps de réfléchir.
Une éolienne à Saint Vith, d'une puissance de 500 kW a produit 922 557 kWh en 1999. Son coefficient de charge a donc été de 21 % sur un des meilleurs sites de l'Ouest belge. Les statistiques des autres années ne sont pas disponibles sur le net. S'agissait-t-il d'une rare année venteuse? Si l'éolienne avait des pointes de puissance de 600kW, son coefficient d'utilisation aurait été de 17,5 %. Si la puissance officielle était de 400kW, son coefficient d'utilisation aurait été de 26,4%. Il semble que les facteurs de charge ne sont pas mesurés et ne peuvent être déduits que quand la production réelle est publiée 3 années plus tard et qu'elle peut alors être comparée à la puissance installée. Personne ne semble vérifier si les éoliennes dépassent leur puissance nominale quand le vent augmente.
Même en Ecosse, le taux de charge hivernal est parfois est 17%, la moitié de ce qui est prévu.
Mesure continue de la puissance maximum
Pourquoi faut-il vérifier la puissance maximum ? Parce que la durée de fonctionnement des centrales de backup et donc de leurs émissions de GES est en rapport direct avec cette puissance (Cela représente 83,5 % en Ardenne). La demande de permis pour le parc éolien de La Roche ne signale pas où les compteurs seront placés. Comme le câble de transmission vers le réseau est enterré avec d'autres câbles de distribution, la possibilité de vérifier les compteurs de la puissance maximum et de l'énergie transmise peut être compromise.
Les éoliennes consomment quand elles ne produisent pas, soit pour faire tourner l'hélice, soit pour allumer les feux de signalisations, soit pour réchauffer des pales givrées qui pourraient accumuler des glaçons, soit pour réchauffer la nacelle, évitant que les mille litres d'huile durcissent et que de la glace se forme à l'intérieur. Les promoteurs font marcher des moteurs et des systèmes de contrôle pour orienter la nacelle face au vent et incliner les pales même quand le vent est trop faible pour produire. La consommation de tout client du réseau est soigneusement vérifiée. Les plombs sautent si l'utilisateur consomme plus que ce que son contrat autorise. Un exploitant éolien devrait subir un contrôle similaire et des plombs dans la cabine de connexion au réseau devraient sauter si le production dépasse le maximum autorisé (ou une solution plus amicale). Les pertes sur les câbles et les transformateurs entre les alternateurs et la station de connexion au réseau haute tension sont à la charge de l'exploitant. Puisque l'on constate que la commission de contrôle ne connaît le facteur de charge que par recoupement, les performances réelles des éoliennes pourraient être différentes des dires des constructeurs.
Facteurs de charge expérimentaux
Un rapport (2003) sur des turbines installées par la Tennessee Valley Authority donne quelques indications. Les 3 petites éoliennes de 660 kW sont installées au sommet d'une montagne, à 1000 m d'altitude. Le sommet est en forme de crête soumise aux vents dominants. La localisation des éoliennes sur des crêtes leur donne le maximum de nuisance visuelle mais les États-Unis ont une faible densité de population. Le sommet est à 11 km de Oak Ridge, un petite cité devenue une ville importante depuis que le projet Manhattan y a été initié. La carte de vents montre que la ferme éolienne a été installée sur la seule crête montagneuse du Sud-est des États-Unis où il y a un vent notable. Cette crête semble être un des rares endroits à l'intérieur des terres où le facteur de charge dépasse 20 %. Aucun autre endroit ne convient à 500 km à la ronde. Ce rapport est publié sur Internet et est le plus détaillé et le plus fiable que l'on puisse y trouver concernant une éolienne. Une autre étude américaine affirme que le facteur de charge est de 44 % mais des données dans leur document permettent à des écoliers perspicaces de déduire que le facteur de charge est de 25 %.
La consommation propre de cette éolienne est de 6 kW fournie par le réseau quand les éoliennes ne produisent pas (estimé à 30 % du temps) et est fournie autrement par les éoliennes (70 % du temps). Cette perte (6,5%) n'est pas inclue dans le facteur de charge publié (23%) qui est ainsi plus faible (23% x 93,5% =) 21,5 %. Des pertes de 6 % sont dues à des défauts (vent trop élevé qu'on ne semble pas pouvoir distinguer de fonctionnements défectueux, réseau indisponible, entretien). Le papier semble dire (d'une façon peu claire) que ces indisponibilités sont inclues dans les facteurs de charge publiés. Le compteur est placé dans la cabine à proximité des éoliennes et non à l'entrée du réseau. La puissance maximum n'est pas mesurée mais lue sur la plaque d'identification de l'éolienne.
Le vent ne permet pas de faire tourner les éoliennes terrestres que pendant un temps estimé à 50 % mais elles peuvent tourner au moteur le reste du temps. La consommation annuelle pour une éolienne actuelle de 3 MW (4,5 fois plus puissante) devrait être de [365j x 24h x 50% x 6KW x 4,5 =] 118 MWh. Soit 3,7 % d'une production de 4,47 GWh (à 17 %). Les coûts de l'électricité achetée et de celle produite ne sont pas connus des consommateurs qui sont contraints de financer les déficits.
Une éolienne installée à l’endroit le plus venteux du monde, à Amogdoul (Maroc), aurait eu un coefficient de charge de 38,5 % en 2006. Une vérification à la source (le lobby GWEC) montre que ce facteur de charge a été publié avant l’inauguration de l’usine éolienne en 2007 et ne semble pas avoir été mesuré depuis.
En Belgique, la CWaPE (Commission wallonne pour l’énergie) est chargée de la comptabilisation des énergies vertes. Elle écrit : « Pour rappel, le taux de prévisibilité des unités de production intervenant dans la détermination du prix de marché est essentiellement déterminé par le facteur de charge. » Pour mesurer le facteur de charge, il faut deux données. D’une part, le total de l’énergie transmise et d’autre part la puissance au moment où elle a atteint un maximum sur toute la période.
La CWaPE (Commission wallonne pour l’énergie) a publié un rapport pour 2005 où la production wallonne des éoliennes a été de 70 858 MWh pour une puissance de 49 MW, soit un facteur de charge observé de [70.858 / (49 x 365 x 24)=] 16,5 %. (Rapport spécifique 2005CD-6e16-CWaPE). La CWaPE qui reçoit des rapports trimestriels n’a pas l’information que devrait donner un compteur de puissance maximum. Ceci expliquerait les fortes différences entre le facteur de charge proclamé (26,3 % ou [(365 x 24) x 0,263 =] 2.300 heures) et le facteur de charge observé (16,5% ou 1445 heures).
Le rapport annuel spécifique du CWaPE de 2007 (p. 17/35) donne pour une puissance éolienne de 123,476 MW, une production de 204,840 GWh, soit un facteur de charge observé de 18,9 % et une durée utile de 1659 heures.
Bien qu'aucune éolienne ne semble avoir produit plus de 2800 heures (32%), même en mer, les tarifs auxquels le réseau doit acheter leur électricité intermittente sont établis jusqu'à 3600 h (41%), juste pour pouvoir dire que les tarifs des subsides (82 €/MWh) baissent alors jusqu'à 28 €/MWh de la 10e à la 15e année.
Des informations récentes (2012) confirment que le facteur de charge et la puissance maximum ne sont pas mesurées en Europe. Espérons que cela se terminera de la même façon qu'en l'URSS où les fondamentalistes n'ont plus réussi à cacher que la production soviétique était bien plus faible que celle proclamée. Ce qui a finalement renversé le régime communiste va-t-il aussi renverser le régime écologiste qui détruit actuellement l'économie européenne?
