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.

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).

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.