Dominique Meeùs
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Rendements

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Rendements de conversion d’énergie

Toute conversion d’énergie d’une forme à une autre s’accompagne de pertes. Par exemple, Une turbine à gaz impose de comprimer le mélange air-gaz. Une partie de l’énergie contenue dans le gaz va donc à la compression. Une autre partie est perdue sous forme de chaleur. On obtient donc en énergie mécanique de rotation de la turbine moins que l’énergie de la combustion du méthane. On appelle rendement le rapport de l’énergie utile obtenue, à l’énergie fournie. C’est un terme imprécis en ce qu’il dépend du contexte ou de l’intention (énergie « utile » en sortie). Consultez des gens plus compétents que moi. Il faut distinguer les rendements théoriques ou expérimentaux des rendements industriels effectifs. Comme nous nous intéressons aux problèmes de l’énergie à l’échelle de la société, le plus intéressant serait de prendre des statistiques effectives d’énergie entrante et sortante d’installations industrielles existantes.

On peut parler du rendement d’une conversion particulière ou du rendement d’une filière. Pour l’électricité, on couple la turbine à gaz à un alternateur qui a lui-même de petites pertes thermiques par frottement : on en tire un peu moins d’électricité que l’énergie mécanique de rotation fournie. Le rendement de la production d’électricité à partir de gaz naturel par un groupe turbine-alternateur est le produit du rendement de la turbine par le rendement de l’alternateur. Le rendement du stockage de l’électricité en énergie potentielle communiquée à de l’eau, c’est le rendement combiné (le produit des rendements) des deux opérations : pompage à partir de l’électricité ; la production hydroélectrique qui restitue l’électricité. Si on décompose en deux les deux groupes, c’est même le produit de quatre rendements : moteur, pompe ; turbine, alternateur.

On lit parfois, ou on entend dire, que le rendement des énergies « renouvelables » est de 100 % ou presque. C’est une convention comptable, mais une absurdité physique. Comme le vent ou la lumière sont une énergie primaire gratuite, on ne prend pas la peine de la comptabiliser. Ce serait un travail difficile de calculer constamment l’énergie du vent qui rencontre les éoliennes, et un travail peu utile puisque c’est gratuit. S’il faut cependant faire, par exemple pour un pays, le compte de sa dépense d’énergie primaire, on prend conventionnellement, pour l’éolien et le photovoltaïque, l’énergie de l’électricité en sortie. Le rendement étant le rapport de l’énergie en sortie à l’énergie primaire, si on identifie par convention l’énergie primaire à l’énergie en sortie, le rendement est bien sûr de 100 %, mais ça n’a aucune signification physique. En fait le rendement d’une éolienne est aussi mauvais que celui de machines thermiques et le rendement du photovoltaïque est plus mauvais encore.

Rendement du stockage d’énergie électrique par pompage

Si on a un réservoir bas et un réservoir haut, une installation hydroélectrique permet de stocker de l’électricité par pompage d’eau. Le rendement d’une turbine Francis est supérieur à 90 %. Le rendement d’une machine électrique est très élevé aussi. Selon l’Energy Storage Association (ESA), le rendement du stockage pourrait dépasser 80 %.

Rendement du stockage d’énergie électrique sous forme d’hydrogène

À partir d’électricité, on peut tirer de l’hydrogène par électrolyse de l’eau. De l’hydrogène, on peut récupérer de l’électricité dans des cellules à combustible ou des turbines à gaz. Le rendement de l’électrolyse est de 65 à 70 %. Le rendement des cellules est de 50 % et le rendement des turbines peut atteindre 60 % si ce sont des unités à cycle combiné (ESA, Hydrogen Energy Storage). Le rendement du stockage est donné par le produit, donc de 30 à 40 % ce qui est très mauvais pour du stockage. Par contre, on imagine pouvoir stocker des quantités de l’ordre de 100 GWh dans des cavernes étanches. En quantité, c’est beaucoup meilleur que le pompage d’eau, mais il faut payer le prix de l’énorme perte d’énergie.

Rendement des éoliennes

Par rapport à l’énergie du vent qui traverse le disque balayé par une éolienne, le rendement serait de 20 (petites éoliennes) à 35 %. Il y une limite théorique (environ 59 %) donnée par le théorème de Betz. (Selon « Le rendement des éoliennes » du site energieplus-lesite.be.)

Rendement des panneaux photovoltaïques

Le rendement d’un panneau est légèrement inférieur à celui des cellules qui le constituent. Le rendement diminue avec l’âge. Il diminue avec la température. La puissance des panneaux est basée sur un ensoleillement de 1 000 W/m². Une puissance de 100 à 200 W/m² représente donc un rendement de 10 à 20 %. (Selon Wikipédia.)

Facteur de charge

Une source d’énergie peut ne pas être disponible tout le temps (intermittence du vent, du rayonnement solaire), ou bien l’équipement (pannes, maintenance). On appelle facteur de charge le rapport de l’énergie obtenue effectivement au bout d’un an à l’énergie qu’on obtiendrait si l’équipement travaillait à sa puissance nominale pendant les 8 766 heures de l’année.

Le facteur de charge dépend à la fois de la disponibilité, de l’équipement (1) ou de la source (2), et de la demande (3), ce qui en fait un concept à la fois technique et économique. Ici aussi le plus intéressant est de voir la production annuelle effective d’installations industrielles existantes.

  1. Un équipement ne peut pas produire de l’électricité pendant 100  % du temps. Il y a nécessairement des contrôles et des entretiens qui demandent un arrêt de production. Il peut y avoir des arrêts accidentels et on peut dans une certaine mesure compter une probabilité d’incidents entraînant un arrêt. Tout cela constitue une composante en quelque sorte intrinsèque du facteur de charge que l’on a appelé availability factor ci-dessus. C’est la proportion du temps où l’équipement est disponible, qu’on l’utilise ou non.
  2. Il se peut que l’équipement soit disponible mais que la source fasse défaut à un moment donné (hydraulique, vent, lumière).
  3. Un manque de production sur l’année peut n’être imputable ni à la source ni à l’équipement, mais être dû au manque de demande. Dans un fonctionnement très centralisé, des équipements peuvent être modulés selon la demande. Dans un fonctionnement soumis au marché, des équipements peuvent être mis en service ou arrêtés selon le prix de marché en relation avec la demande.

J’ai réuni quelques données sur les facteurs de charge (en comptant 8 766 heures par an).

Facteur de charge nucléaire

Tableau 1. Facteur de charge, centrales nucléaires
Lieu année puissance réel théor. taux
Gravelines 2006 5 400 MW 38 TWh 47 TWh 81,12 %
Belgique 2010 5 927 MW 47,22 TWh 51,96 TWh 90,89 %

Facteur de charge thermique

Tableau 2. Facteur de charge, centrales à combustion :
charbon, pétrole, gaz, biomasse
Lieu année puissance réel théor. taux
Belgique 2010 9 154 MW 41,36 TWh 80,24 TWh 51,55  %

Facteur de charge éolien

Dans le cas de l’éolien, si aux indisponibilités générales on ajoute la variabilité du vent (vent nul ou trop faible, vent moyen, vent fort, vent trop fort), on aurait un facteur de charge de l’ordre de 0,2 à terre, nettement plus en mer. C’est un sujet très sensible et il est très difficile de trouver des informations fiables. Pour la Belgique, l’APERe (www.apere.org/index/node/135 en note) adopte comme unité l’heure équivalent (héq) de fonctionnement et « observe que le héq annuel des parcs éoliens terrestres en Belgique se situe généralement entre 1 500 et 2 800 heures, et en mer entre 2 800 et 3 800 heures par an ». En pourcentage de 8 766 heures, cela donne respectivement de 17,11 à 31,94 et de 31,94 à 43,35. Une bonne méthode est de noter des productions effectives de parcs éoliens sur des années.

Il faut remarquer que le facteur de charge dépend de la réalité de la puissance nominale prise en compte. Si le fabricant annonce comme 2 MW une éolienne de 2,5 MW bridée (volontairement plafonnée vers le haut) à 2 MW, elle donnera toujours 2 MW à vent fort, mais plus d’électricité à vent moyen (et donc plus sur l’année) qu’une vraie 2 MW ; le vendeur peut ainsi doper le facteur de charge « catalogue ». Ces difficultés sont signalées dans www.leseoliennes.be/economieolien/turbinecharge.htm.

Tableau 3. Facteur de charge, éoliennes électriques
Lieu année puissance réel théor. taux
Belgique 2010  912 MW 1,29 TWh 7,99 TWh 16,17 %
France 2011 6 100 MW 11,90 TWh 53,47 TWh 22,25 %
Texas 2002 1 096 MW 2,66 TWh 9,61 TWh 27,65 %
2003 1 290 MW 2,57 TWh 11,31 TWh 22,73 %
2004 1 290 MW 3,14 TWh 11,31 TWh 27,75 %
2005 1 992 MW 4,24 TWh 17,46 TWh 24,27 %
2006 2 736 MW 6,67 TWh 23,98 TWh 27,81 %
2007 4 353 MW 9,01 TWh 38,16 TWh 23,60 %
2008 7 113 MW 16,23 TWh 62,35 TWh 26,02 %
2009 9 403 MW 20,03 TWh 82,43 TWh 24,30 %
2010 10 089 MW 26,25 TWh 88,44 TWh 29,68 %
2011 10 377 MW 30,55 TWh 90,96 TWh 33,58 %
2012 12 212 MW 31,86 TWh 107,05 TWh 29,76 %

Facteur de charge photovoltaïque

Tableau 4. Facteur de charge, photovoltaïque
Lieu année puissance réel théor. taux
Belgique 2010  904 MW 0,56 TWh 7,92 TWh 7,07 %
France 2011 1 679 MW 1,80 TWh 14,72 TWh 12,23 %
Dominique Meeùs. Date: 2012-…