Groupe
d’information sur les éoliennes (La Roche-en-Ardenne)
Dossier sur les coûts et les nuisances des éoliennes
L'électricité en France est à moitié prix de celle du Danemark.
Coût de l'électricité pour un client
(Statistiques IEA [39], 2006, en €/MWh)
| Belgique | 180 | |
| Danemark | 220 | |
| France | 102 | |
| Allemagne | 148 | |
| Hollande | 183 | |
| États-Unis | 72 | |
Le kWh en France (pour 88% d'origine nucléaire) est à moitié prix qu'au Danemark (16% d'origine éolienne).
La suite analyse, à partir de données raisonnables, la structures des prix aux différents stades de la production à la consommation et le rôle des différents générateurs d'électricité. Il ne semble pas exister de statistiques détaillées de cet aspect de l'économie.
Coût de l’électricité pour le client
Le prix de l'électricité pour un client est la somme du prix de l'électricité primaire produite (25 %), de la gestion (fournisseurs) et du transport du courant sur le réseau HT (20 %), des coûts des réseaux de distribution locale gérés par des intercommunales, (30 %), des frais d'organisation (régulateurs), des taxes et TVA (6 à 21%), soit en moyenne 20 %, en plus des remboursements pour les certificats verts (5 %). Le prix client peut être de 4 à 6 fois le prix de l'électricité de base à la bourse Belpex.
Les pertes sur le réseau sont maintenant de l'ordre de 7 % à 12 % car les utilisateurs sont proches des générateurs (moins de 100 km en moyenne). Ces pertes pourraient être plus élevées si un réseau européen était installé et géré pour accepter gratuitement du courant intermittent traversant les pays.
Le MWh industriel revenait (en 2005) à 50 € pour le client industriel qui consommait sans à-coups et pendant les périodes creuses mais le prix pour un ménage monte jusqu’à 200 € en plus de l’abonnement au réseau électrique. Le MWh était facturé à un ménage entre 170 € et 220 €, toutes taxes comprises.
L’abondance de taxes permet de déguiser les subsides en réduction de taxes mais ces faveurs sont payées par l’ensemble des consommateurs (qui sont aussi les contribuables).
Génération de l'énergie primaire électrique en Belgique
L'électricité belge est principalement produite (55 %) par des réacteurs nucléaires à Doel et à Tihange. Une quantité significative d'électricité est encore produite par du charbon, bien que beaucoup moins que dans le reste du monde, où 50 % du courant est produit par du charbon. Les déchets sont plus complètement brûlés quand il sont mélangés à du charbon, ce qui rend difficile de mesurer la part de biomasse renouvelable.
En cas de besoin imprévu de courant, les générateurs de puissance qui démarrent le plus vite sont les générateurs diesel, puis les turbines à gaz. Les centrales TGV ont une partie turbine qui peut maintenant être démarrée indépendamment mais avec un rendement de 38 % au lieu de 68 % pour une TGV. La puissance des TGV est la somme des parties turbines et des parties vapeur.
Outre le renouvelable provenant des déchets, il y a une production croissante de renouvelable par de la biomasse et de l'éolien. L'hydraulique est stationnaire. La possibilité de backup rapide de l'électricité intermittente est la somme des productions des générateurs diesel et des turbines à gaz (y compris celle des TGV), soit 23% de la production moyenne. Si l'éolien arrivait à produire 6,3 % de l'énergie, (0,7 GW en on-shore [17 %] et 2 GW en offshore [28 %]), il produirait 27 % de la puissance en cas de vent fort et il faudrait renforcer le backup rapide, ce qui nécessite un backup supplémentaire en faisant fonctionner des TGV et des centrales à charbon à puissance réduite (et à rendement réduit) pour pouvoir accroître rapidement leur puissance en cas de besoin.
La Belgique importe du courant extérieur qui est catégorisé comme nucléaire ou renouvelable suivant la demande des consommateurs pour un type d'énergie. La Belgique pourrait faire des économies (en émissions de CO2 et en dépenses) en installant un réacteur supplémentaire sur l'emplacement préparé à Doel.