Blue Flower

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.