Source: Fédération Environnement Durable
Une association du Massif Central a obtenu un devis d’une société de démolition industrielle
et de récupération de matériaux pour évaluer le coût du démantèlement d’une centrale
éolienne. Cette société est agréée pour réaliser ce type de travaux, elle possède le certificat
ISO 14 001 correspondant. Cette estimation est donc entièrement crédible.
Le devis se monte à 900 000 € pour une éolienne de 3MW
Pour des machines de 1,5 MW comme à Ally, on peut compter 150 000 € de moins soit, tout
de même, 750 000 € pour une éolienne.
Pour la démolition d’un parc entier, le tarif peut être dégressif du fait de la présence de la
grue de 700 tonnes sur le site.
Ce devis ne compte pas le socle en béton indestructible. Il s’agit donc uniquement du
démontage de la machine et du traitement des matériaux selon les normes réglementaires
de sécurité et sanitaires.
Le prix de revente des matériaux, conditionné et livré à l’acheteur s’élève à 60 000 euros
environ, mais l’entreprise de démolition et de récupération en est propriétaire.
Le coût est justifié principalement par :
- L’utilisation d’une grue de 700 tonnes, de deux grues de 50 tonnes, d’une presse
cisaille mobile.
- Le maintien d’une équipe d’ouvrier le temps du déboulonnage, chalumage et
cisaillage des parties métalliques
- le conditionnement et la mise en décharge classe II des parties non récupérables
(principalement les pales, soient 20 tonnes en matériaux non recyclables)
- La prise en compte des aléas climatiques qui pour des raisons de sécurité peuvent
retarder les travaux et donc immobiliser le matériel pour une durée indéterminée.
En Belgique actuellement (2011), la production d’énergie électrique à partir de sources renouvelables se répartit comme suit.
MWh |
% fourniture RW |
|
Photovoltaïque |
1 519 |
0.01 |
Eolien |
296 902 |
1.23 |
Hydraulique |
365 843 |
1.52 |
Cogénération biomasse |
632 348 |
2.63 |
Biomasse |
702 682 |
2.92 |
Total |
1 999 294 |
8.31 |
1 MWh éolien, par convention, équivaut à 456 kg de CO2
La réduction globale (- : apport ; + gain) de la production de CO2 est de :
- · -6 kg CO2 pour l’on-shore (calculé avec un taux de 18 %)
- · +41 kg CO2 pour l’off-shore (calculé avec un taux de 30%)
La réduction est donc négative pour l’on-shore, à cause de son taux de charge trop faible.
Émissions de CO2* ou équivalent CO2 en kg/MWh par source d'énergie
NUCLÉAIRE : 6
HYDRAULIQUE : 4 à 7
ÉOLIEN : 3 à 22**
SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE : 50 à 150**
GAZ (cycle combiné) : 400
PÉTROLE (fioul lourd) : 850
CHARBON : 750 à 1100*
BIOMASSE bois : 0 à 1500***
* Suivant la technologie
** Suivant lieu de fabrication
*** Si replantation, ou pas
Premier cas (00)
L’éolienne ne produit pas (0) et la programmation du gestionnaire du réseau ne l’avait pas incorporée dans ses prévisions (0). Il va de soi que dans ce cas l’espérance de réduction de CO2 est nulle. La probabilité de cet état est de (1-0,18) x (1-0,36) = 0,52.
Deuxième cas (01)
L’éolienne ne produit pas (0) et pourtant la programmation l’avait incorporée dans ses prévisions (1). La probabilité de cet état est de 0,82 x 0,36 = 0,30. L’éolien ne risque donc pas de surcharger le réseau et l’apport manquant est fourni par une autre source sans pénalité d’échauffement
Troisième cas (10)
Malgré des techniques de prévision météorologiques de pointe, l'éolien produit (1) quand on ne l’avait pas prévu (0) Il faut qu'une TGV ou une centrale classique prenne le relais pour assurer le backdown et ce à raison de 456 à 1000kg/MWh selon qu’il s’agisse d’une TGV ou d’une centrale au charbon. Comme l’a montré très récemment K.Hawkins l’inefficience des turbines de régulation (heat rate penalty) a pour effet de provoquer une surconsommation de carburant et une émission de GES supplémentaire de 17% dans la cas d’une turbine à gaz en cycle combiné (TGCC) et de 34% pour une turbine à gaz en cycle ouvert (TGCO).En postulant le cas le plus favorable (TGCC) l’émission supplémentaire peut être estimée à 17%. L’espérance de réduction est alors égale à ce qui donne lieu à délestage ou exportation précipitée. Probabilité de ce cas : 0,18 x (1- 0,36) = 0,12. Il convient en effet de noter que dans ce cas le MWh éolien ne pourra pas se substituer au nucléaire à cause du manque de souplesse de ce dernier et ne pourra pas bénéficier du potentiel de pompage (centrale de Coo) dont la capacité restreinte est réservé exclusivement au nucléaire. L’espérance de réduction de GES est donc nulle comme dans le cas N°1
Quatrième cas (11)
L’éolienne produit (1) quand c’était prévu (1).Probabilité de cet état : 0,18 x 0,36 = 0,06. Nous pouvons également vérifier que p00 + p01 + p10 + p11 = 1. Pas de problème dans ce cas-ci; une TGV a pu réduire son apport polluant au profit de l'éolien non-polluant puisque c’était prévu. L’espérance de dépollution est donc égale à 0,06x 456Kg / MWh = 27,36Kg / MWh. Le moment est venu de tenir compte du life cycle cost en termes de CO2, et qui est généralement estimé à 20g/KWh.
L’espérance globale de dépollution, compte tenu de l’ensemble des 4 cas avec leur probabilité respective est donc :
0 + 0 – 8,93 + 29,55 -20 = 0,62Kg / MWh
Autrement dit quasi nulle.
Il est probable que ces chiffres doivent être revus à la baisse en cas d’un plus grand taux de pénétration de l’éolien, du foisonnement sur un grand territoire et d’une intégration parfaite du réseau européen. A noter que l’UCTE demande depuis 2005un certain nombre de mesures dans ce sens qui n’ont toujours pas été réalisées. Si l’Europe disposait d’un réseau parfaitement intégré, notre cas de figure « 10 » étudié précédemment serait à revoir eu égard à la quotité effective qui se substituerait à du thermique polluant en exportation.
Tout comme le modèle de K. Hawkins précité, le modèle probabiliste est caractérisé par une certaine sensibilité des résultats au taux de charge. Si on prend l’hypothèse d’un taux de charge offshore de 30%, tout en maintenant les autres hypothèses, il est aisé de montrer que la réduction des GES se monte à 19,71KgCO2/MWhéolien Voici le tableau récapitulatif
état |
p |
espérance mathématique de réduction GES |
remarques |
00 |
onshore (1-0,18) x (1-0,36) = 0,52 offshore (1-0,30) x (1-0,36) = 0,44
|
0 |
|
01 |
onshore (1-0,18) x 0,36 = 0,30 offshore (1-0,30) x 0,36 = 0,25 |
||
10 |
onshore 0,18 x (1- 0,36) =0,12 offshore 0,30x (1- 0,36) = 0,19
|
onshore -0,12 x 0,17 x 456kg/MWh = -8,93Kg/MWh offshore -0,19 x 0,17 x 456kg/MWh = -14,88Kg/MWh |
0,17 = Hawkins 100% TGCC |
11 |
onshore 0,18 x 0,36 = 0,06 offshore 0,30 x 0,36 = 0,11
|
onshore 0,06x 456Kg/MWh = 29,55Kg/MWh offshore 0,11x 456Kg/MWh = 49,25Kg/MWh
|
|
life cycle emission |
-20g/KWh |
||
Total |
onshore :0 + 0 – 8,93 + 29,55 -20 = 0,62Kg/MWh offshore: 0 + 0 – 14,88 + 49,25 -20 = 14,36Kg/MWh
|
||
conclusion |
L’éolien onshore a un effet quasi nul sur la réduction de gaz à effet de serre : 0,62Kg/MWh L’éolien offshore a un effet positif sur la réduction de gaz à effet de serre : +20,78Kg/MWh |
||
La conclusion est immédiate : l’onshore à 18% de taux de charge à peine les GES, l’offshore à 30% taux de charge bien.
cash-flow éolienne onshore 3MW sur 20 ans :
Production électricité : 0.163 * 3 * 8760 * =
Certificats verts : 0.163 * 3 * 8760 * 90 =
{90(CV) +2 0(prix)} x 3 x 0,18 x 8766 x 20 = 11M€
maintenance : A1 à A10 : 1,5%, après 2%
loyers : 3000 (prop) + 2500(expl) + 4000(commune)
Emprunt sur 15 ans : 5,5%/an, sur 80%
Assurance + garantie performance : 27000 € / MW / an
AVEC CV |
SANS CV |
|
Charges actualisées |
6 091 440 |
6 091 747 |
Produits actualisés |
7 979 108 |
1 450 747 |
Taux de rentabilité interne |
41.95 % |
-103.13% |
Fabrication 4600 TCO2é
Utilisation 1 an : 750 TCO2é économisé
Durée de vie : 20 ans
TOTAL économisé : 20 x 750 – 4600 = 10.400 TCO2/éolienne 3 MW
MWh électrique produit 6600x20 = 132.000 MWh
€ Public reçu (Certificat vert): 90 € /MWh produit pendant 15 ans
90 x 132.000 * 15/20 = 8.910.000 €
Ratios : 8,9 M€/10.400 = 856 € / T CO2 économisé
Prix de marché de la T CO2 12 €
Soit 71 fois plus de subventions que si on laisse le marché opérer
A 25 €/TCO2, encore 35 x plus
DES TAS DE PROJETS peuvent être soutenus pour moins de 100 eur/tCO2
Rentabilité promoteur
Coût investissement 1200 eur/kW soit 3,6 Meur / éolienne
Revenu vente électricité 20 ans : 3 960 000 euros (@3ct euro/kWh)
Revenu Certificat vert 15 ans : : 8 910 000 euros (@90 eur/CV)
TOTAL investissement: 300.000 euros (env. 8%)
Temps de retour simple 5 mois (hors prime à l’investissmeent de 40%)
Rentabilité 5 ans : 164% (avec 10% de charge de la dette
Gains annuels net par éolienne env. 500.000 euros
Retour partie prenantes
Agriculteurs 1 à 2% de la marge
Commune et citoyens One shot ou participation aux BENEFICES
Eolienne citoyenne
n Vous voulez créer une société coopérative pour un projet éolien de 15MW (3 x 5MW). Combien de sociétaires faut-il?
n Investissement : 25 Meuros
n Prêt bancaire : (60%) à 5,5% = 15M€
n Apport propre : (40%) = 10M€
n 1000 sociétaires à 10.000€
n 10.000 sociétaires à 1000€
40.000 sociétaires à 250€
Le taux de charge est le rapport entre l’énergie que la machine a donné et ce qu’elle aurait pu donner si elle avait fonctionné tout le temps à sa capacité maximale.
Nous allons comparer la valeur obtenue (16.3 % pour le Scaubecq) à celles obtenues pour d’autres sites, belges ou français.
N’oublions pas que ces valeurs supposent que le réseau puisse accepter l’énergie produite. Or, nous verrons que de 01h00 à 6h00 du matin, cette énergie est inutilisable.
Dès lors, les taux de charge doivent encore être réduits dans cette proportion, qui donne pour le Scaubecq :
16.3 * (24-5 / 24) = 12.9 %
Total du territoire français :
En 2008, pour une puissance installée de 3300 MW, 5600 GWh ont été produits, ce qui correspond à un taux de charge de :
5.6E15 / (3300*8760*E6) = 0.194 soit 19.4 % ou 1697 heures
Pour Louville (Beauce-France):
La Beauce est placée dans la même zone de vent que la Wallonie.
Puissance installée : 18 * 2 MW
Energie générée : 45464 kWh en 20098 et 49635 kWh en 2009
Taux de charge : 49635 / (18*2*8760) = 0.157 soit 15.7 % ou 1375 heures
Pour les Moulins de Boulay (France)
Puissance installée : 4*2.5 MW
Energie générée : en 2008 : 18048 MWh ; En 2009 : 15592 MWh
En 2010 : 12690 MWh
Taux de charge : en 2008 :18048 / 10*8760 = 0.206 soit 20.6 % ou 1805 heures
en 2009 :15592 / 10*8760 = 0.178 soit 17.8 % ou 1559 heures
en 2010 :12690 / 10*8760 = 0.158 soit 15.8 % ou 1384 heures
En moyenne : 51041 / (10 * 40 * 30.417 * 24) = 0.175 soit 17.5 % ou 1531 heures
Le taux de charge pour le Scaubecq est donc du même ordre de grandeur que d’autres taux de charge, ce qui valide le calcul.
Pour St Vith :
Puissance installée : 500 kW
Energie générée : en 1999 922557 kWh
Taux de charge : 922557 / 500*8760 = 0.21 soit 21 % ou 1839 heures
Si on regarde la carte de vents, on voit que St Vith est à ce point de vue privilégiée.
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 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.
Il faut une vitesse de vent minimale pour amorcer le démarrage d’une éolienne. Ce démarrage nécessite l’orientation correcte tant des pales (angle d’attaque) que de la nacelle (mise face au vent).
Ces mouvements sont commandés par la mesure individuelle de la vitesse du vent au niveau de chacune d’elle. En fonction des réglages et des positions de chaque machine, le point de démarrage peut être légèrement différent.
En tout état de cause, ceci signifie que le vent est juste suffisant pour animer les machines et que celles-ci ne produisent pas d’électricité. Mais elles sont maintenues en mouvement pour profiter d’éventuels coups de vent.
Etant donné leur inertie, les éoliennes de grande taille ne sont pas aptes à réagir aux rafales de courte durée.
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