ComprendreLe fonctionnement de l'énergie éolienne

Comment fonctionnent les éoliennes ? Quelle est leur composition, leur taille ? Qu'est ce que le facteur de charge ? Que se passe-t-il quand les éoliennes ne tournent pas ?

Comment fonctionne une éolienne ?

En résumé : Comprendre le fonctionnement d’une éolienne implique d’en comprendre la composition. Pales, mât, nacelle, fondations… tous ces éléments constitutifs d’une éolienne sont décrits ici. Bien sûr, les modèles varient en fonction des avancées technologiques et des spécificités locales. Un exemple, sélectionné ci-dessous, permet d’illustrer la taille et le poids de chacun des éléments. 

L’éolienne sert à convertir l’énergie cinétique du vent en électricité. Pour cela, elle est composée de plusieurs éléments principaux que l’on retrouve sur le schéma suivant.

Le rotor est la partie qui entre en rotation grâce à l’énergie cinétique du vent. Le rotor est composé de 3 pales et du moyeu qui est la pièce centrale reliant les pales à l’axe de rotation. L’axe est composé du moyeu et d’une génératrice ainsi que d’un multiplicateur de vitesse, sauf pour les technologies à entrainement direct. La génératrice transforme l’énergie de rotation de l’axe en énergie électrique. La nacelle est située en haut du mât et elle comprend la génératrice, le multiplicateur de vitesse et les éléments électriques.

Le mât est généralement composé de 3 à 5 sections en acier et il supporte la nacelle et le rotor. Certains mâts sont en béton précontraint, ou un mixte béton et acier, ils se distinguent par une base plus évasée. Le mât est fixé aux fondations, enterrées dans le sol, qui soutiennent l’ensemble de la structure. A la base du mât sont situées les armoires de commande et le transformateur électrique dans la plupart des cas.

Composition d'une éolienne
Composition d’une éolienne – Source : site Mtaterre – fonctionnement de l’énergie éolienne

Les fondations enterrées sont composées de béton armé et sont dimensionnées selon le poids de l’éolienne, les contraintes et le type de sol caractérisé grâce à une étude géotechnique. Elles sont généralement circulaires, parfois octogonales. Leur diamètre varie de 15 à 30 mètres et leur profondeur d’environ 2,5 à 3,5 mètres. Le volume de béton nécessaire aux fondations correspond à celui nécessaire pour la construction de 3 à 6 habitations individuelles.

Une plate-forme parfois accompagnée d’un chemin d’accès sont nécessaires pour accéder à l’éolienne et monter une grue pendant la phase de construction, d’exploitation et de démantèlement.

La rotation se fait dans le sens horaire quand on regarde l’éolienne en face. La hauteur de l’axe de rotation du rotor correspond à la hauteur du mât plus la hauteur de la génératrice dans la nacelle. Par raccourci on parle de la hauteur du mât pour désigner la hauteur de l’axe de rotation. La hauteur totale correspond à la hauteur maximum pour une pale levée à la verticale (soit hauteur du mât + longueur d’une pale).

Le surplomb correspond à la zone surplombée par les pales de l’éolienne. Les réseaux enterrés permettent de connecter les éoliennes entre elles et au réseau électrique de distribution. Tous les réseaux électriques nécessaires au parc éolien sont enterrés, comme le prévoit la réglementation française.

La durée de vie des éoliennes dépend des modèles, de la qualité de la maintenance et du niveau de fatigue induit par les conditions du site d’implantation. Les éoliennes ont une durée de vie de 20 à 30 ans, bien qu’elles puissent être remplacées avant leur fin de vie par un modèle plus récent, c’est ce qu’on appelle le repowering.

Schéma descriptif d'une éolienne
Schéma descriptif d’une éolienne – Source Eolise

Les dimensions et le poids des éléments d’une éolienne varient considérablement selon le modèle (Voir Taille et puissance des éoliennes). Mi-2021, l’éolienne la plus installée en France est le modèle E-82 du constructeur Enercon (ce modèle représente 1 700 MW, soit 8,5 % de la puissance nationale et environ 740 machines). En 2019, le modèle le plus installé en France était la Nordex N117. Le tableau suivant présente les dimensions principales et le poids des éléments de la Nordex N117.

Eléments, dimensions et poids d'une Nordex N117
Eléments, dimensions et poids d’une Nordex N117 – Source : Constructeur Nordex – fiche technique N117 puissance 3 MW mât acier 91 mètres
Schéma éolienne

La puissance de l’éolienne est exprimée en mégawatt (MW) soit 1 000 kilowatts (kW) ou 1 000 000 de watts.

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Quel est le rapport entre la taille et la puissance d’une éolienne ?

En résumé : La hauteur et le diamètre des éoliennes sont très importants et vont déterminer leur capacité à produire de l’électricité. En effet, plus l’altitude augmente, plus le vent est puissant et stable. De même, un diamètre plus important, grâce à des pales plus longues, permettra de capter plus de vent, et de produire davantage d’électricité. Le dernier élément qui va déterminer la production électrique d’une éolienne est sa puissance nominale. Les dernières générations d’éoliennes ont une puissance nominale bien plus importantes, par rapport à celles d’il y a 15 ans. En fonction de ces variables, la production estimée d’une éolienne de nouvelle génération sera 3,5 fois plus élevée que celle d’une ancienne génération.

L’énergie produite par une éolienne dépend de la ressource de vent et donc du site d’implantation. Pour un site équivalent, ce sont surtout les dimensions de l’éolienne qui importent, puis sa technologie. (Voir courbe de puissance d’une éolienne ci-dessous). Les éoliennes récentes ont des dimensions plus importantes que les anciennes générations ce qui permet une production accrue. Les 3 caractéristiques principales sont le diamètre du rotor, la hauteur d’axe et la puissance nominale. (Voir description d’une éolienne ci-dessous).

Diamètre du rotor

La longueur de la pale détermine le rayon du rotor, le diamètre est donc le double de la longueur de la pale. La superficie balayée par le rotor varie selon la longueur du rayon au carré selon la formule :  .

Une éolienne de 50 mètres de diamètre (pales de 25 mètres) balaye une superficie de 1 963 m². Alors qu’avec un diamètre doublé, 100 mètres, la superficie balayée est 4 fois plus importante. Avec un diamètre triplé, 150 mètres, la superficie est 9 fois plus importante. Le diamètre du rotor est donc primordial car la surface balayée par le rotor est proportionnelle à l’énergie récupérable.

Tableau diametre rotor - Surface balayée

Hauteur d’axe

La hauteur d’axe (hauteur du mât) est déterminante, car la vitesse du vent augmente avec l’altitude. L’énergie cinétique (Ec) du vent varie en fonction de sa vitesse au cube selon la formule : . Avec  la masse volumique de l’air (en kg/m3), S la surface balayée en m² et V3 la vitesse du vent au cube. Le résultat en Watt est l’énergie du vent qui ne peut être entièrement récupérée car cela reviendrait à « stopper » complétement le vent. L’énergie théoriquement récupérable ne peut franchir la « limite de Betz » soit 16/27 de l’énergie qui traverse la surface couverte par le rotor.

La formule mathématique ci-dessus implique qu’une dizaine de mètre de hauteur de mât en plus peut faire une différence conséquente : un petit peu de vent en plus, c’est beaucoup plus d’énergie produite.

Avec une vitesse de vent 2 fois plus rapide la production est 8 fois plus importante.

La courbe de cisaillement ci-dessous représente le profil de la vitesse du vent selon la hauteur. Cette courbe suit une fonction logarithmique. Cela signifie que plus on monte en altitude, plus le vent souffle fort.

Courbe de cisaillement - Vitesse de vent selon la hauteur
Courbe de cisaillement – Vitesse de vent selon la hauteur – Source : Logiciel Windpro – données réelles d’un mât de mesure de vent pour un site plat

Selon cette courbe de cisaillement, on peut comparer plusieurs hauteurs et l’évolution de la vitesse du vent pour en déduire son énergie. A 90 mètres de haut, le vent contient 8 % plus d’énergie qu’à 80 mètres. A 120 mètres le vent contient 30 % d’énergie en plus qu’à 80 mètres.

Tableau comparant les ratios hauteur - vitesse - énergie

Le vent est également plus laminaire et plus stable en hauteur, ce qui sollicite moins le mécanisme des éoliennes et rallonge leur durée de vie.

Puissance nominale

La puissance nominale de l’éolienne est la puissance électrique maximum que la génératrice peut produire. Cette puissance est atteinte quand le vent atteint la vitesse nominale de l’éolienne. (Voir courbe de puissance d’une éolienne).

La puissance nominale, couramment exprimée en mégawatt (MW), est souvent appelée puissance par simplification (pour rappel : 1 MW = 1 000 kW = 1 000 000 Watts). Elle doit être adaptée au potentiel de vent du site, au diamètre du rotor et à la hauteur d’axe. Certains modèles d’éoliennes disposent d’une gamme avec plusieurs puissances nominales disponibles, indépendamment des dimensions.

Comparaison de plusieurs modèles

Ci-dessous, un exemple permet de comparer 5 éoliennes de la gamme Nordex. Sur les modèles présentés, la N90 est la plus ancienne génération, mise en service à partir de 2005. La N117 et la N131 sont d’une génération actuelle avec des mises en service depuis 2013 / 2014. La N149 est une éolienne plus moderne avec des premières installations en 2022 et la N163 pourrait arriver en 2025.

Tableau comparant 5 modèles d'éoliennes Nordex
Source : Constructeur Nordex données technique– Estimation du productible avec logiciel Windpro

En croisant l’augmentation de la superficie balayée, de la puissance et de la hauteur, on constate que la production estimée d’une éolienne de nouvelle génération est 3,5 fois plus élevée que celle d’une ancienne génération. En 15 ans, les évolutions technologiques et les dimensions des éoliennes permettent de produire 3 à 4 fois plus d’électricité par machine installée.

Le schéma suivant permet de représenter la différence de dimensions de ces 4 modèles.

Source : Constructeur Nordex profil de 5 modèles à l’échelle
Source : Constructeur Nordex profil de 5 modèles à l’échelle

 « Si l’hydraulique constitue aujourd’hui la principale source d’énergie renouvelable pour l’électricité en France (environ 12 % de la production totale d’électricité), elle présente peu de possibilités d’accroissement de production. L’énergie éolienne offre, pour le système électrique français, un potentiel technique important et encore largement sous-exploité. » Source : Ademe – Les avis de l’Ademe l’énergie éolienne – 04/2016

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Qu’est-ce que la courbe de puissance d’une éolienne ?

En résumé : La production d’une éolienne dépend évidemment du vent, qui souffle plus fort au niveau de sa nacelle qu’au niveau du sol. Les éoliennes commencent à produire de l’électricité lorsque le vent à la nacelle dépasse 3 mètres par seconde (m/s), soit 11 km/h. La production d’électricité augmente très vite par rapport à la vitesse du vent. En fonction des modèles d’éolienne, la puissance nominale est atteinte pour un vent entre 36 et 47 km/h. A partir de cette vitesse et au-delà, l’éolienne produit à sa puissance maximum. En cas de tempête, le vent souffle trop fort et dépasse la « vitesse d’arrêt ». Dans cette configuration très rare, au cours de laquelle l’éolienne ne produit pas d’électricité, l’éolienne peut résister à des vents allant jusqu’à des tornades.

Quand le vent est trop faible le rotor ne reçoit pas assez d’énergie cinétique et l’éolienne ne tourne pas. En l’absence de vent ou pour un vent très faible la production électrique est donc nulle. Les éoliennes commencent à produire au-dessus de leur vitesse de démarrage, généralement à 3 m/s (mètres par seconde) de vent, soit 11 km/h, l’équivalent d’une petite brise sur l’échelle de Beaufort.

Tableau Echelle de Beaufort

La vitesse de vent qu’il faut prendre en compte pour les éoliennes est celle qui est mesurée au niveau de la nacelle, l’axe du moyeu (c’est-à-dire au centre des pales) et non la vitesse au sol. Le vent étant plus fort quand on prend de la hauteur, un vent ressenti comme nul ou très faible au sol est déjà modéré à hauteur de moyeu. A titre d’illustration, la différence entre le vent au sol et celui au moyeu est d’un à trois échelons sur l’échelle de Beaufort. (Voir taille et puissance des éoliennes)

En dessous de sa vitesse de démarrage, l’éolienne ne produit pas d’électricité, bien que le rotor puisse être légèrement en mouvement sans entrainer la génératrice et donc sans produire de l’électricité. Cette rotation induite par un vent très faible permettra ensuite à l’éolienne de produire dès que la vitesse de démarrage sera atteinte.

Contrairement aux idées reçues, les éoliennes ne consomment donc jamais d’électricité pour entrainer la rotation des pales. Si l’éolienne tourne, c’est uniquement grâce à l’énergie cinétique du vent reçue par le profil aérodynamique des pales. Toutefois l’éolienne consomme, même quand elle ne tourne pas, une très faible quantité d’électricité pour sa consommation interne (systèmes informatiques, balisage lumineux, etc.), à hauteur d’environ 1 % de sa production moyenne annuelle. (Voir consommation électrique interne de l’éolienne)

L’énergie du vent étant fonction du cube de sa vitesse, l’énergie produite par l’éolienne augmente donc rapidement selon la vitesse du vent. L’éolienne atteint sa puissance nominale (le maximum qu’elle puisse produire) pour sa vitesse nominale de vent. Cette vitesse se situe selon les modèles entre 10 et 13 m/s (soit 36 à 47 km/h). A partir de cette vitesse et au-delà, l’éolienne produit à la puissance maximum de sa génératrice (jusqu’à la vitesse d’arrêt).

Chaque éolienne est adaptée au site d’implantation. Les sites bien ventés sont équipés d’éoliennes plus robustes qui démarrent avec des vitesses de vent un peu plus élevées (ce sont des éoliennes de classe IEC : A ou B). A l’inverse, les sites moyennement ou faiblement ventés sont équipés d’éoliennes dont le rotor est plus grand et qui démarrent avec des vents plus faibles (Classe IEC : C ou S).

Les éoliennes sont prévues pour fonctionner jusqu’à une vitesse maximum de vent. Si le vent dépasse cette limite, elles ne peuvent plus produire d’électricité en toute sécurité et sans provoquer une usure accélérée des composants. Cette vitesse maximum dite vitesse d’arrêt dépend de la catégorie (IEC) et du modèle. La vitesse d’arrêt se situe aux alentours de 22 à 30 m/s (79 à 108 km/h) soit « tempête » sur l’échelle de Beaufort.

Lorsque le vent dépasse cette vitesse d’arrêt, l’éolienne positionne automatiquement son rotor face au vent et ses pales « en drapeau ». Les freins sont serrés. Dans cette configuration très rare, qui ne produit pas d’électricité, l’éolienne peut résister à des vents allant jusqu’à des tornades par exemple, de 52 à 66 m/s (187 à 238 km/h). Cette vitesse de survie est celle pour laquelle l’éolienne est prévue de résister dans les pires conditions.

Par exemple, pour l’éolienne Vestas V110 de 2 MW de puissance nominale (une éolienne classiquement installée en France), la courbe de puissance de ce modèle est la suivante :

Courbe de puissance Vestas V110
Courbe de puissance Vestas V110 – Source : Source : Constructeur Vestas – spécifications V110-2.0 MW – densité d’air 1,225 kg/m3

La production démarre à la vitesse de démarrage soit 3 mètres/seconde (m/s) de vent mais pour seulement 40 kW de puissance. Dès 6 m/s de vent, la puissance produite est de 574 kW et à 10,5 m/s de vent la puissance nominale est atteinte soit 2 000 kW (2 MW). Au-delà de 10,5 m/s, la puissance est automatiquement bridée à son maximum en modifiant l’orientation des pales pour conserver cette puissance nominale. A partir de 19,5 m/s, la puissance produite diminue pour protéger l’éolienne contre ces vents importants et à 22 m/s, la vitesse d’arrêt est atteinte, l’éolienne se met en sécurité et s’arrête. La vitesse de survie de l’éolienne, pour une rafale de 3 secondes, est de 52,5 m/s soit 189 km/h.

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Le facteur de charge, c’est quoi au juste ?

En résumé : Le facteur de charge est une notion importante lorsqu’on cherche à analyser la production d’une éolienne. Il s’agit du rapport entre la puissance maximale théorique d’une éolienne (c’est-à-dire sa production si le vent soufflait 100 % du temps à la vitesse nominale) et la production qui a effectivement lieu, au cours d’une année. L’exemple ci-dessous montre que sur une année, une éolienne produit de l’électricité pendant presque 90 % du temps. Mais cette production n’est pas toujours au niveau maximal que l’éolienne pourrait atteindre, faute de vent suffisant. Ainsi, il est fréquent qu’une éolienne produise de l’électricité, mais ne tourne pas à plein régime et donc ne produise qu’une portion de sa capacité maximale. Si on fait la moyenne du niveau de production électrique d’une éolienne sur une année, par rapport à ce qu’elle pourrait produire si le vent était toujours idéal, alors on obtient le fameux « facteur de charge ». Le facteur de charge moyen du parc éolien français entre 2012 et 2019 était de 22,5 %. Il varie entre 21 et 25 % selon les années. Mais cela ne veut pas dire que les éoliennes fonctionnent 25 % du temps, comme l’affirment certains détracteurs mal informés. 

Le facteur (ou taux) de charge est une notion importante pour l’éolien d’autant qu’il est souvent confondu à tort avec le rendement ou le temps pendant lequel l’éolienne produit de l’électricité. Le vent est variable tout au long de l’année et les différences sont conséquentes entre l’hiver bien venté et l’été qui l’est moins. Le vent n’étant pas constant sur une année, une semaine ou une journée donc la production éolienne varie. (Voir Variabilité de la production).

Pour comprendre l’évolution de la production de l’éolienne selon le vent et les termes vitesse de démarrage / nominale / d’arrêt, consultez la partie courbe de puissance des éoliennes.

Pour un exemple concret, une éolienne Nordex N90, de 2,5 MW de puissance nominale, qui produit 6 000 MWh en moyenne annuelle. L’éolienne ne produit pas d’électricité quand le vent est en dessous de sa vitesse de démarrage (3 m/s) soit 9,5 % de l’année. Le reste du temps soit (90,5 % de l’année) l’éolienne produit de l’électricité mais à des puissances comprises entre quelques kW et sa puissance nominale de 2,5 MW. Cette puissance maximum est atteinte à partir de la vitesse nominale (12,5 m/s) (2 % de l’année). La vitesse d’arrêt n’est atteinte que très rarement (quasiment 0 % du temps). La plupart du temps (88,5 % de l’année) l’éolienne produit de l’électricité, mais en deçà de sa puissance nominale. La courbe suivante présente le cumul de la durée de fonctionnement en fonction de la puissance produite. En abscisse, on retrouve les 8760 heures d’une année (24 h x 365 jours). En ordonnée, c’est la puissance atteinte par l’éolienne.

Cumul de la durée de fonctionnement en fonction de la puissance produite
Cumul de la durée de fonctionnement en fonction de la puissance produite – Source : Logiciel Windpro, exemple de répartition de la production selon les 8760 heures de l’année

Une autre représentation souvent utilisée est la courbe de Weibull qui présente la répartition statistique par vitesse de vent (axe horizontal) et en % du temps sur l’année (axe vertical).

Courbe de Weibull
Courbe de Weibull – Logiciel Windpro 3.3, exemple de courbe de Weibull

La production théorique est réduite par la dévente des éoliennes voisines (c’est-à-dire que la présence d’autres éoliennes proches, qui vont réduire l’énergie disponible pour les autres éoliennes) et par les arrêts et bridages nécessaires pour la maintenance et l’exploitation. Voir chapitre Quand les éoliennes ne tournent pas. Une fois corrigée d’environ 12 % de pertes, dont environ 5 % d’arrêts, la production atteint 5 280 MWh.

« Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie effectivement produite sur une période donnée par l’installation et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant toute la période. Il varie selon le lieu d’implantation et le type d’éolienne utilisée. » Source : Ademe – Etude sur la filière éolienne française : bilan, prospective et stratégie – Rapport complet – 09/2017 (p.97)

Pour mesurer la production totale, on observe le cumul annuel de la production, indépendamment des variations. Par mesure de simplicité on ramène cette production à un équivalent de la puissance nominale. La simplification revient à diviser la production, en MWh, par la puissance nominale, ici 2,5 MW. Pour notre exemple, une production annuelle de 5 280 MWh, divisée par 2,5 MW, donne comme résultat 2 112 heures de production à pleine puissance. Une année compte 8 760 heures. On a alors comme résultat 2 112 / 8 760 heures = 24,1 %, qui est le facteur de charge pour cet exemple.

L’idée fausse selon laquelle une éolienne ne produirait qu’un quart du temps vient donc d’une mauvaise compréhension du concept de facteur de charge. Une éolienne produit en fait de l’électricité environ 85 % du temps (en tenant compte des arrêts et bridages), mais pas toujours au maximum de sa puissance. Le facteur de charge moyen du parc éolien français entre 2012 et 2019 est de 22,5 % il varie entre 21 et 25 % selon les années.

« Le facteur de charge éolien mensuel moyen, de 24,7 %, est en augmentation par rapport à celui de 2018 (22,8%). » Source : RTE – Bilan électrique 2019 (p.51)

RTE calcule le facteur de charge en comparant la production totale de l’année et la puissance installée en fin d’année. Cette méthode de calcul est défavorable à l’éolien, puisque la puissance installée augmente fortement chaque année. Ce facteur de charge varie en fonction de la moyenne de vent annuel, il est proche du facteur de charge moyen européen pour l’éolien terrestre.

« Le facteur de charge moyen en Europe est de 26 % soit 24 % pour l’éolien terrestre et 38 % pour l’éolien offshore. » Source : Wind Europe – Wind energy in Europe in 2019 (p.18)

Les éoliennes plus récentes sont plus performantes et ont donc un meilleur facteur de charge, principalement grâce à des dimensions plus importantes (diamètre et hauteur) et à une meilleure efficacité technologique ainsi qu’une maintenance optimisée (Voir taille et puissance des éoliennes). Le facteur de charge moyen a donc tendance à augmenter en moyenne.

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Quel est le facteur de charge par type d’énergie ?

En résumé : Une analyse des facteurs de charge des moyens de production d’électricité indique qu’en moyenne, le facteur de charge du parc électrique français était de 45 % en 2019. Les spécificités du parc français donnent la priorité aux centrales nucléaires, qui ont été prévues pour être exploitées en continu. Ainsi, le facteur de charge du nucléaire était de 69 % en 2019. Les énergies fossiles (charbon, pétrole et gaz), mais aussi l’hydraulique de barrage, sont utilisés notamment pour répondre aux fortes demandes en électricité, donc de manière ponctuelle, ce qui explique leur faible facteur de charge. Concernant l’hydraulique, il faut également considérer la pluviométrie, qui influencera la capacité de production.

Le facteur de charge de l’éolien français était de 24,7 % en 2019, il dépend du gisement de vent donc des variations annuelles. (Voir facteur de charge de l’éolien).  On peut le comparer au facteur de charge des autres moyens de production d’électricité, mais il faut tenir compte des particularités de chacun. Un facteur de charge de 100 % n’est en pratique pas atteignable car cela reviendrait à faire tourner une centrale électrique au maximum de sa puissance toute l’année sans interruption. Il faut a minima considérer les arrêts nécessaires pour la maintenance, par exemple.

Le facteur de charge moyen du parc électrique français en 2019 était de 45 %.

Facteur de charge moyen du parc électrique français
Facteur de charge moyen du parc électrique français – Source des données : RTE – Bilan électrique 2019

Le facteur de charge du nucléaire est élevé car les centrales sont prévues pour être exploitées en continu à un niveau de puissance proche du maximum. Il faut toutefois prévoir des arrêts pour :

  • Changer le combustible (environ tous les 3 ans) et pour la maintenance.
  • Les opérations de rénovation lourdes comme le grand carénage afin de rendre l’exploitation des centrales au-delà de 40 ans et pour tenir compte des nouvelles normes de sécurité post Fukushima.
  • En cas d’incident ou de défaut, de mise en sécurité ou pour éviter de trop augmenter la température de l’eau des rivières pour les centrales qui en dépendent.

Le parc nucléaire français étant vieillissant, son facteur de charge a tendance à diminuer. Il était par exemple de 76 % en 2011, soit 6 % au-dessus de celui de 2019. En juillet 2022 il n’était plus que de 53 % avec les problèmes techniques rencontrés et les maintenances post-Covid.

Le facteur de charge des énergies thermiques fossiles est faible parce qu’elles servent en France comme énergies d’appoint, en période de pointe. C’est-à-dire qu’on utilise ces moyens de production pour compléter la production électrique quand il y a une forte demande d’électricité ponctuelle. La priorité de la production est donnée aux énergies qui émettent le moins de CO2 donc les énergies renouvelables mobilisables, comme l’hydraulique.

Pour l’hydraulique, le facteur de charge dépend de la pluviométrie annuelle ainsi que des stocks d’eau restant de l’année précédent pour les barrages (hydraulique des lacs).

A l’instar de l’éolien, le facteur de charge du solaire dépend d’une source naturelle dont les variations annuelles sont plus homogènes que pour le vent. Considérant un niveau de production maximum atteint pour un bon ensoleillement et une production nulle la nuit, le facteur de charge est de 14 %. Par ailleurs, le niveau d’ensoleillement français est modéré comparé à d’autres pays et les différences de gisement entre régions sont importantes.

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La variabilité de la production pose-t-elle un problème ?

En résumé : La production d’un parc éolien varie en fonction du vent. Mais cette variabilité ne pose pas un problème insurmontable. D’abord parce que la France bénéficie de quatre régimes de vent distincts : Manche, Mer du Nord, front atlantique et zone méditerranéenne. Ainsi, au moins une zone est toujours exposée à un vent intéressant, grâce auquel le parc français produit régulièrement. Ensuite, grâce aux données de Météo France, il est facile de connaitre la puissance du vent et la production des éoliennes 3 jours en avance. L’intégration de cette électricité dans le réseau est donc aisée, puisqu’on peut la prévoir. Enfin, la variabilité au gré des saisons est avantageuse : en effet, c’est en hiver que le vent souffle le plus fort et c’est également à cette période de l’année que la consommation électrique augmente en France. L’éolien contribue donc à la régulation des pics de consommation électrique, qui arrivent le plus souvent en hiver, en fin de journée.

Les trois énergies renouvelables électriques majoritaires (hydraulique, éolien et solaire) varient selon la disponibilité de leur ressource. Ces dernières fluctuent pendant une même journée mais également selon la saison et d’une année à l’autre. Le photovoltaïque produit davantage en été qu’en hiver et au maximum en milieu de journée mais pas du tout la nuit. L’hydraulique varie selon la pluviométrie et le débit des cours d’eau. La production d’une éolienne varie selon les conditions de vent. (Voir courbe de puissance).

Effet de foisonnement

Le territoire français est exposé à quatre régimes de vent distincts : Manche, mer du Nord, front atlantique et zone méditerranéenne.

« Sur la totalité de la France continentale, quatre zones de vent homogènes peuvent être identifiées. Cette diversité au sein du territoire permet ainsi d’avoir des centrales éoliennes en fonctionnement quasiment à tout moment. » Source : RTE – Bilan électrique 2018 (p.70)

Ces zones bénéficient de vents non-corrélés, ce qui est un avantage considérable pour l’éolien français. En effet, la quasi-totalité du temps, au moins une zone est exposée à un vent intéressant, de sorte que le parc éolien produit régulièrement. Certains pays qui disposent d’un unique régime de vent voient leur parc éolien produire uniformément ou être très faible à certains moments.

 « La France bénéficiant de plusieurs régimes de vent, l’effet de foisonnement géographique a tendance à compenser la variabilité de la production éolienne impactée par les conditions de vent » Source : RTE – Bilan électrique 2018 (p.47)

Prédiction de la production

RTE, à l’aide des données de Météo France et en se basant sur son expérience, prévoit très finement la production éolienne 3 jours en avance et affine ses prévisions chaque jour puis au pas horaire. La production éolienne, bien que non commandable, est prévisible et ne pose pas de problème d’intégration dans le mix de production électrique.

« Le foisonnement permet de prévoir la production avec une précision suffisante pour assurer une bonne gestion par RTE de l’équilibre entre l’offre (la production par l’ensemble du mix électrique) et la demande (la consommation) électrique. » Source : Ademe – Les avis de l’Ademe l’énergie éolienne – 04/2016

La marge d’erreur entre les prévisions de production éolienne et la production réelle est très faible. Elle est bien inférieure à la marge d’erreur entre l’estimation des consommations nationales et les consommations réelles. Les données de prévision de RTE sont disponibles sur le site : https://data.rte-france.com/

« Prévisions de production éolienne en fonction des vents : comment arrivons-nous à ces prévisions ? En partie grâce à Météo France qui nous fournit en permanence les prévisions de vent à J+3, heure par heure. Informations que nous croisons avec l’implantation de nos parcs éoliens. Notre outil de prévision Préole peut alors calculer le volume que produira chaque parc dans les heures, voire les jours à venir. » Source : site RTE et vous.

En Europe, 6 pays couvrent plus de 15 % de leur consommation électrique grâce à l’énergie éolienne. Ce chiffre monte à 50% pour le Danemark. (Voir l’éolien en Europe). L’intégration de cette énergie dans le réseau électrique est donc possible, même pour des taux élevés de contribution.

Chaque pays dispose d’un mix électrique composé de plusieurs sources de production. Un réseau qui serait alimenté uniquement par de l’éolien serait problématique, mais cela n’est évidemment pas un objectif. Les critiques évoquant un réseau électrique alimenté par un unique type de production ne sont pas constructives.

Contribution aux périodes de forte consommation

L’éolien, bien que non commandable, participe activement aux périodes de forte consommation et aux pics de consommation électriques. Les mois d’hiver sont caractérisés par une forte consommation électrique, ce sont aussi des mois bien ventés donc à forte production éolienne. Sur le graphique suivant, on visualise la part de la production éolienne par rapport à la consommation électrique mensuelle.

La production éolienne moyenne (en bleu) suit de façon assez proche la consommation électrique mensuelle (en orange).

Production éolienne par rapport à la consommation électrique mensuelle
Production éolienne par rapport à la consommation électrique mensuelle – Source : RTE données Eco2mix pour les années 2016 à 2018

« La contribution de l’éolien au passage des pointes de consommation est nécessaire » Source : RTE Bilan prévisionnel 2017 de l’équilibre offre demande d’électricité en France (p.279)

L’éolien contribue à la régulation des pics de consommation électrique qui arrivent le plus souvent en hiver en fin de journée. Les pics de consommation estivaux sont bien plus faibles que ceux hivernaux. Pour les années 2016 à 2018, la consommation électrique française a varié entre un minimum de 30 GW et un maximum de 97 GW. En catégorisant la consommation par tranche de 10 GW, on peut comparer le facteur de charge éolien moyen sur ces périodes. On constate que plus la consommation est élevée, plus le facteur de charge de l’éolien est important. L’éolien contribue donc activement à la production électrique lors des passages des pointes de consommation nationales.

Facteur de charge éolien par tranche de consommation
Facteur de charge éolien par tranche de consommation – Source : RTE données Eco2mix pour les années 2016 à 2018 – www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix

Meilleure intégration au mix électrique

L’intégration d’une part croissante d’énergies renouvelables au réseau électrique est un enjeu de stabilisation d’avenir. C’est également le cas des nouveaux modes de consommation, de l’efficacité énergétique et des réseaux intelligents (smart grids). Les professionnels du réseau électrique, RTE, Enedis, les industriels et les universités françaises travaillent sur des programmes de recherche pour concevoir les futures évolutions du réseau électrique.

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Pourquoi cette éolienne ne tourne pas alors qu’il y a du vent ?

En résumé : En moyenne, les éoliennes ne sont arrêtées que 15 à 20 % du temps : elles produisent donc de l’électricité plus de 80 % de l’année. Lorsqu’elles sont à l’arrêt, les explications peuvent être multiples. Le vent peut être trop faible, perturbé, ou rarement, trop fort s’il y a une tempête. Dans d’autres cas, des maintenances ont lieu : ces dernières sont prioritairement programmées pendant les périodes de faible vent. Certains arrêts s’expliquent aussi pour des questions de biodiversité : les éoliennes sont parfois mises à l’arrêt pendant des périodes de migration d’oiseaux, ou les nuits d’été pendant les périodes d’activité des chauves-souris. Enfin, des phénomènes très rares, comme le gel des pales ou des défaillances du réseaux, peuvent être à l’origine d’un arrêt de l’éolienne.

Les éoliennes tournent et produisent de l’électricité plus de 80 % du temps, en moyenne sur l’année. (Voir facteur de charge de l’éolien). Cela correspond aux périodes où le vent est suffisant pour permettre une production d’électricité comprise entre le minimum et la puissance maximum de l’éolienne. Toutefois, d’autres facteurs peuvent expliquer l’arrêt des éoliennes que l’on peut regrouper en plusieurs catégories.

Un schéma simplifié permet de représenter les situations classiquement rencontrées :

Schéma des raisons pour lesquelles une éolienne peut être à l’arrêt – Source : Eolise
Schéma des raisons pour lesquelles une éolienne peut être à l’arrêt – Source : Eolise

Vent trop faible ou tempête

Quand il n’y a pas de vent ou un vent trop faible, l’éolienne est à l’arrêt, ce qui se produit environ 10 % du temps dans l’année. A l’inverse quand le vent est trop important, dans de très rares cas de tempête, l’éolienne est automatiquement mise en sécurité et à l’arrêt. Cette situation arrive moins de 0,1 % du temps dans l’année. (Voir facteur de charge de l’éolien).

Perturbation locale du vent

L’effet de dévente interne d’un parc éolien est à prendre en compte dès qu’une éolienne n’est pas isolée. Chaque éolienne récupère une partie de l’énergie cinétique du vent de sorte que dans son sillage, le vent est moins énergétique et plus perturbé qu’en amont du rotor. Ce phénomène très local n’empêche pas le vent de se reconstituer rapidement, mais il exerce une influence sur les éoliennes d’un même parc éolien. Pour des conditions de vent faible, une éolienne dans le cône de dévente (l’ombre en quelque sorte) d’une ou plusieurs autres éoliennes peut ne pas tourner.

La localisation moins favorable d’une éolienne influe sur le vent qu’elle reçoit. Au sein d’un même parc éolien, toutes les éoliennes ne disposent pas du même gisement indépendamment de l’effet de dévente. Pour une vitesse de vent faible, une éolienne située plus bas ou derrière un obstacle peut recevoir moins de vent que d’autres mieux situées et pas assez pour tourner alors que le reste du parc est en production. En fonction de l’orientation du vent, des éoliennes différentes peuvent se trouver dans cette situation moins favorable.

Maintenance et arrêts automatiques

La maintenance curative et préventive des éoliennes nécessite des arrêts qui sont soit automatiques soit programmés, permettant aux techniciens d’intervenir sur l’éolienne. Les contrats de maintenance des installateurs et des entreprises spécialisées prévoient un maximum d’arrêt, généralement 3 % du temps en moyenne annuelle.

La maintenance préventive comprend toutes les opérations d’entretien et de contrôles réguliers nécessaires pour assurer le bon fonctionnement et la sécurité des installations. Elle inclut des changements de consommables ou de pièces. Elle comprend également des améliorations mineures logicielles ou techniques. Les interventions étant programmées, les périodes de vents faibles sont privilégiées afin de ne pas pénaliser la production.

L’arrêt automatique peut intervenir, à la suite de la détection d’une anomalie par le logiciel de contrôle de l’éolienne. Il existe de nombreux processus de sécurité grâce à des capteurs redondants dont les données sont interprétées en continu par le système de contrôle. Dès qu’une anomalie ou une défaillance est détectée, l’éolienne est automatiquement mise à l’arrêt par sécurité. Le centre de maintenance qui pilote les éoliennes à distance peut décider, après analyse de la situation, de redémarrer l’éolienne après correction ou de faire intervenir une équipe de maintenance sur site.

La maintenance curative comprend les interventions sur une éolienne après un arrêt automatique ou une panne à réparer. Ces arrêts sont dommageables pour la production de l’éolienne qui peut être arrêtée plusieurs heures voire plusieurs jours. C’est donc la maintenance préventive qui permet de limiter autant que possible les défauts sur les éoliennes.

Lors de l’intervention d’une équipe de techniciens de maintenance, l’éolienne est mise à l’arrêt dès que les techniciens entrent dans le mât et la nacelle pour des raisons de sécurité. Cette situation est identifiable par la présence d’une camionnette de maintenance à la base du mât. Les éoliennes plus anciennes nécessitent davantage de maintenance et sont donc plus régulièrement arrêtées pour cette raison.

Bridage avec arrêt complet

Dans certaines conditions d’exploitation, une éolienne peut être arrêtée volontairement selon un programme d’arrêt dont les conditions sont définies.

Pour certains sites sensibles, la mise en place d’un programme d’arrêt chiroptère (chauves-souris) peut s’avérer nécessaire. C’est-à-dire que l’éolienne est arrêtée volontairement pour la protection des chauves-souris. Les conditions d’activité des chauves-souris sont connues, il s’agit par exemple des premières heures après le coucher du soleil en été au-dessus d’une certaine température. Certains systèmes permettent également de détecter en continu l’activité environnante des chiroptères pour arrêter l’éolienne quand c’est nécessaire.

Un plan de bridage acoustique est parfois mis en place afin que les émissions acoustiques du parc soient abaissées et respectent à tout instant les normes en vigueur. Une éolienne bridée fonctionne dans un régime qui produit volontairement moins d’énergie que ce qui pourrait être possible. Cela permet de réduire la puissance de la génératrice et/ou la vitesse de rotation pour baisser le niveau d’émission sonore de l’éolienne. Il est possible qu’un plan de bridage prévoit l’arrêt d’une éolienne dans certaines conditions.

Un programme d’arrêt ornithologique peut être mis en place pour des sites sensibles pour certaines espèces d’oiseaux. En fonction des espèces, les arrêts peuvent être programmés pour des passages migratoires, des périodes de reproduction ou de sortie de juvéniles. Les conditions d’arrêts peuvent dépendre d’une période identifiée, d’observations sur site par des ornithologues professionnels ou amateurs ou d’un système de détection dédié.

L’application d’un plan d’arrêt spécifique voire d’un cumul implique des périodes d’arrêts qui peuvent représenter quelques dizaines voire centaines d’heures dans l’année. Toutes les éoliennes d’un parc ne sont pas obligatoirement soumises au même plan d’arrêt.

Conditions exceptionnelles

Certaines conditions exceptionnelles peuvent impliquer l’arrêt d’une éolienne. Par exemple en cas de gel détecté sur les pales des éoliennes, ce qui est automatiquement identifié par le système de contrôle. Dans ce cas, l’éolienne est mise à l’arrêt en attendant le dégel sur les pales. Les situations de gel d’une éolienne sont plutôt rares en France, de sorte que les systèmes dédiés aux pays très froids, comme le chauffage des pales, y sont très peu déployés. Le temps d’arrêt pour gel dépend fortement des conditions climatiques et donc de la localisation de l’éolienne.

Les très rares situations de défaillance du réseau électrique empêchent l’évacuation de l’électricité produite. Dans ce cas, l’éolienne est mise à l’arrêt à défaut de pouvoir évacuer sa production sur le réseau national. Le réseau électrique français est particulièrement fiable grâce à l’expertise des entreprises de transport (RTE) et de distribution de l’électricité (Enedis et ELD). Cette situation est donc très rare et se présente moins de 0,01 % du temps.

Enfin, lorsque la production électrique est supérieure à la demande au niveau européen il peut arriver ponctuellement que le prix de l’électricité soit négatif. Dans ce cas, il est nécessaire d’arrêter les moyens de production qui le peuvent, ce qui est le cas de l’éolien. Dans cette situation rare, les éoliennes peuvent être arrêtées pour ne pas produire d’électricité alors que des moyens comme le nucléaire ne peuvent être arrêtés sur des périodes courtes.