Facteur de charge (électricité)

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Le facteur de charge ou facteur d'utilisation d'une centrale électrique est le rapport entre l'énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l'énergie qu'elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période.

Le facteur de charge est souvent calculé sur une ou plusieurs années, mais rien n'empêche de le calculer sur des périodes différentes.

Il est généralement exprimé en pourcentage, mais peut l'être en nombre d'heure équivalent pleine puissance (hepp) en multipliant la valeur précédemment obtenue par la durée de la période (en heures), cette période étant souvent prise annuelle. Il peut aussi être exprimé en watts (et ses multiples) en multipliant la valeur en pourcentage par la puissance nominale de l'installation.

Plus la valeur du facteur de charge est élevée, plus l'installation considérée s'approche de sa capacité de production maximale.

Le facteur de charge varie fortement selon le type d'énergie primaire, selon la conception de l'installation et selon l'usage que l'on en fait. La longueur de la période de temps prise en compte pour le calcul influence également la valeur du facteur de charge. Ceci est notamment vrai pour les énergies intermittentes (énergie éolienne ou énergie solaire photovoltaïque par exemple).

Le facteur de charge ne doit pas être confondu avec la disponibilité, qui est une proportion supérieure.

Définition[modifier | modifier le code]

Le facteur de charge ou facteur d'utilisation[1] est le rapport entre l'énergie électrique produite pendant une période donnée (année, mois, durée de vie de la centrale, etc) et l'énergie qui aurait été produite si cette installation avait été exploitée pendant la même période, en continu, à sa puissance nominale.

Aux États-Unis, selon les circonstances, deux notions différentes sont utilisées : « en:capacity factor »[2], correspondant à la notion de facteur de charge, et « load factor[3] », qui est obtenu en divisant la production constatée par la puissance maximale atteinte (puissance de pointe) sur la période concernée. Ceci peut entrainer des confusions et des interprétations erronées.

Exemples de calcul[modifier | modifier le code]

Les exemples qui suivent sont fictifs. Ils ne visent qu'à expliciter la méthode de calcul évoquée en introduction.

Sur une centrale et une courte période[modifier | modifier le code]

Soit une centrale électrique d'une puissance nominale de 1 000 MW (mégawatt) produisant 648 GWh (gigawattheures, qui vaut 1 000 mégawattheures) durant une période de 30 jours.

Le nombre de mégawattheures qu'elle aurait produits si elle avait fonctionné constamment à sa puissance nominale est obtenu en multipliant cette puissance nominale par le nombre d'heures de la période : .

Durant cette période, le facteur de charge de la centrale électrique considérée est donc de . Soit encore 90 % ou 648 heures équivalent plein puissance ().

Sur plusieurs centrales et plusieurs périodes longues[modifier | modifier le code]

Voici la description et l'historique de production d'un parc de centrales électriques (toutes alimentées par une même énergie primaire) :

Puissance nominale Production année 1 Production année 2 Production année 3 Production années 1 à 3
Centrale 1 120 MW 750 GWh 810 GWh 860 GWh 2420 GWh
Centrale 2 230 MW 1720 GWh 1560 GWh 1650 GWh 4930 GWh
Centrale 3 90 MW 370 GWh 640 GWh 450 GWh 1460 GWh
Total 440 MW 2840 GWh 3010 GWh 2960 GWh 8810 GWh

On obtient l'énergie maximale que chaque centrale aurait pu produire sur une année en multipliant sa puissance nominale par la durée d'une année. Par exemple, la centrale 1 aurait pu produire jusqu'à .

Reste ensuite à diviser la production réelle par la production maximale théorique. Ce qui donne par exemple pour la centrale 1, de l'année 1 à 3 :

.

Le tableau suivant résume les facteurs de charge que l'on obtient avec les chiffres du tableau précédent.

Année 1 Année 2 Année 3 Années 1 à 3
Centrale 1 71,3 % 77,1 % 81,8 % 76,7 %
Centrale 2 85,4 % 77,4 % 81,9 % 81,6 %
Centrale 3 46,9 % 81,2 % 57,1 % 61,7 %
Total 73,7 % 78,1 % 76,8 % 76,2 %

Si l'on ne doit retenir qu'une valeur représentative de la production de l'ensemble du parc sur plusieurs années, c'est peut-être le 76,2 % (en bas à droite dans le tableau).

Causes de variation du facteur de charge[modifier | modifier le code]

En pratique, sur une année, le facteur de charge est diminué par des réductions de la production d’électricité causées par :

  • le caractère intermittent de la source d'énergie (éolien, solaire, hydraulique au fil de l'eau)[4] ;
  • les opérations de maintenance, par exemple les arrêts de tranche des réacteurs nucléaires au cours desquels sont effectués le rechargement du combustible, divers tests de sécurité, réparations, et inspections de l'ASN[5] ;
  • les pannes d'équipements ;
  • les variations de la demande d'électricité qui, en l'absence de capacité de stockage, amènent les gestionnaires de réseau à solliciter les producteurs d’électricité pour faire du suivi de charge afin d’adapter la production.

Facteurs de charge typiques[modifier | modifier le code]

Voici quelques valeurs prises par le facteur de charge pour des installations existantes :

Type d'énergie Période Zone géographique Facteur de charge
Solaire photovoltaïque 2015 Monde 6 % à 21 %[6],[7]
Solaire photovoltaïque 2015 Europe 11 %[6]
Solaire photovoltaïque 2019 États-Unis 24,5 %[8]
Solaire photovoltaïque 2015 Chine 15 %[6]
Solaire photovoltaïque 2019 France 13,5 %[9]
Éoliennes terrestres 2019 Europe 24 %[10]
Éoliennes en mer 2019 Europe 38 %[10]
Éolienne 2019 France 24,7 %[9]
Éolienne 2019 États-Unis 34,8 %[8]
Hydroélectrique 2003 à 2008 Europe 28 %[11]
Cycle combiné 2007 Canada 43 %[12]
Hydroélectrique (hors marémotrice) 2007 Canada 57 %[12]
Nucléaire 2012 à 2015 France 74,2 %[13]
Nucléaire 2019 France 68,6 %[9],[14]
Nucléaire 2019 États-Unis 93,5 %[8]
Nucléaire 2007 Canada 75 %[12]
Centrale thermique 2007 Canada 82 %[12]

La montée en puissance rapide des parcs éolien et photovoltaïque ces dernières années rend les calculs à long termes pour un parc national imprécis, par manque de données sur l'évolution temporelle fine de la puissance installée et de la production sur ce territoire. Des calculs supposant une puissance annuelle constante donne néanmoins un ordre de grandeur. Les chiffres du nucléaire et de l’hydraulique en Europe sont plus fiables, car la taille du parc installé est relativement stable.

L'Energy Information Administration américaine compare en 2015 les facteurs de charge des divers moyens de production d'électricité dans les différentes régions du monde sur la période 2008-2012 : le facteur de charge du solaire photovoltaïque varie de 6 % au Canada à 21 % en Inde en passant par 15 % aux États-Unis et en Chine et 11 % dans les pays européens membres de l'OCDE ; le facteur de charge de l'éolien varie de 17 % à 30 % (États-Unis : 27 %, Chine : 18 %, Europe OCDE : 22 %)[6].

Certaines centrales thermiques peuvent atteindre, sur la durée d’une année, un facteur de charge supérieur à 100 % ; dans ce cas la centrale a délivré sur le réseau plus d’énergie électrique que si elle avait fonctionné à puissance nominale toute l’année[15]. En effet, la puissance nominale est la plupart du tempsInterprétation abusive ? déterminée pour des températures estivales[16] où la capacité est plus faible à cause de la température plus élevée de la source froide, ce qui dégrade le rendement thermique et donc la puissance délivrée (par contre, en hiver la température de la source froide est plus faible donc le rendement thermique est meilleur et la capacité maximale peut dépasser la capacité nominale déterminée en été)[17]. Cette méthode de calcul de la puissance nominale garantit que cette puissance puisse être atteinte quelles que soient les conditions météorologiques prises en compte sur le site concerné (été comme hiver).

Tendances[modifier | modifier le code]

Selon l'IRENA, pour les énergies renouvelables, les coûts de production ont spectaculairement baissé de 2017 à 2018 et dans le même temps les facteurs de charge tendent à s'améliorer. Sur 10 ans tous les secteurs des renouvelables ont vu leurs coûts matériels systématiquement diminuer chaque année, plus que ce qu’annonçaient les prospectives du domaine[18].

voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. Hydro-Québec, « Énergie éolienne : repères pour comprendre la complémentarité » (consulté le 5 août 2011)
  2. (en) Glossary - Capacity factor, Energy Information Administration.
  3. (en) Glossary - Load factor, Energy Information Administration.
  4. Qu’est-ce que le facteur de charge d’une unité de production électrique ?, Connaissance des énergies, 11 août 2016.
  5. « Arrêt de réacteurs de centrales nucléaires », sur Autorité de sûreté nucléaire (consulté le 26 août 2020).
  6. a b c et d (en) Electric generator capacity factors vary widely across the world, Energy Information Administration, 8 septembre 2015.
  7. Le facteur de charge photovoltaïque peut varier de 6 à 21 % selon la localisation géographique de l'installation et son ensoleillement moyen.
  8. a b et c (en) « Electric Power Monthly, February 2020 », Energy Information Administration, dépendant du département de l'Énergie des États-Unis, (consulté le 23 mars 2020) (tableau 6.07B, page 184).
  9. a b et c « Bilan électrique 2019 », sur rte-france.com, (consulté le 20 août 2020).
  10. a et b (en) Wind energy in Europe in 2019 (page 10), Windeurope, février 2020.
  11. (en) Energy - Yearly statistics 2008 (Eurostat) pages 9-22 pour l'Europe et 149-162 pour la France
  12. a b c et d Statistique Canada, Production, transport et distribution d'électricité (au catalogue: 57-202-X), Ottawa, Statistique Canada, , 44 p. (ISSN 1703-2636, lire en ligne), p. 9-12
  13. [PDF] Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2017 (voir page 28), .
  14. Le facteur de charge moyen des centrales nucléaires françaises, voisin de 75 % en temps normal, a été nettement plus faible de 2016 à 2019 à cause des arrêts exceptionnels de réacteurs liés aux contrôles de l'Autorité de sûreté sur la qualité de gros composants en 2016-2017, d'un problème générique lié à l'usure de pièces situées sur le couvercle de la cuve de certains réacteurs en 2018 et de la programmation de sept visites décennales en 2019 (Nucléaire : la production d'EDF face au défi des grands travaux, Les Échos, 17 janvier 2019.)
  15. Top Load Factor (2019) - Reactor Database - World Nuclear Association world-nuclear, consulté le 21 août 2020]
  16. « Electricity explained », sur EIA (consulté le 23 août 2020).
  17. « What is the difference between electricity generation capacity and electricity generation? », sur EIA, (consulté le 23 août 2020).
  18. Rapport Irena (2019) Renewable Power Generation Costs in 2018 |publié le 29 mai 2019 | (ISBN 978-92-9260-126-3) |(en)|, basé sur base de données des coûts d’environ 17 000 parcs de production d’électricité verte et les prix d’environ 9 000 accords de vente aux enchères et d’achat d’électricité renouvelable)| 88 pages qui "sauf indication contraire" sont "librement utilisés, partagés, copiés, reproduits, imprimés et / ou stockés, à condition que l’identité appropriée est donnée à IRENA en tant que source et titulaire du droit d’auteur"