Eolien et Energies Fatales Intermittentes : la CRE siffle la fin des privilèges des ENR

Face aux phénomènes de l'explosion de la production d'électricité à prix négatifs ( quand les énergies fatales intermittentes produisent une électricité pour laquelle il n' y a aucune demande) qui sont en réalité des production à perte grassement subventionnées (180 €/MWh pour l'éolien en mer de Saint-Brieuc) et qui renchérissent considérablement le coût de l'électricité, la CR préconise notamment 'obligation pour les ENR d'écrêter leur production et la fin des contrats d'obligation d'achats. Il va y avoir du sport, car cela bouleversera complètement l'économie déjà flageolante, notamment pour l'éolien en mer. Les producteurs se battront pour une indemnisation importante, PIEBÎEM fait remarquer que dans la plupart des pays européens, ce dispositif est appliqué sans aucune indemnisation.

Les prix négatifs ou quand les productions fatales intermittentes empoisonnent le réseau.

L'aveu de la CRE sur le caractère non soutenable des épisodes de prix négatifs et la responsabilité des ENR

Les prix négatifs coûtent au système électrique de deux façons différentes : 1) les externalités négatives des ENR : des producteurs non soutenus financièrement qui maintiennent un certain niveau de production lors des heures à prix négatifs parce qu'ils ont des coûts d'arrêts-démarrages potentiellement importants : C'est le cas, notamment pour de courtes périodes du nucléaire et de l'hydraulique . Pour le premier semestre 2024, la CRE estime la perte à environ 80 M€. 

2) les producteurs soutenus, notamment par des contrats sous obligation d'achat : les producteurs sous obligation d'achat (OA) sont insensibles aux prix de marché et produisent à tout prix Cette inefficacité renchérit le coût total de production et engendre des dépenses pour l'Etat, qui compense aux acheteurs obligés les ventes à prix négatif. La coupure des parcs sous OA pendant les périodes de prix négatifs aurait ainsi pu générer une économie pour l'Etat de l'ordre de 15 M€ environ au premier semestre 2024, et aurait aussi pu diminuer l'ampleur du phénomène.

Les recommandations de la CRE : l'éolien en mer visé en priorité via les contrats sous obligations d'achat

La première recommandation de la CRE est d'amender certains contrats d'OA déjà signés, afin d'inciter ces installations à interrompre leur production lors des heures à prix négatif

Les CR (compléments de rémunération) (ou CFD) ne sont pas une solution suffisante : il faut que les ENR participent aux services systèmes : des pertes brutales de production en quelques minutes ne sont pas supportables par le réseau (5 GW de production en quelques minutes, et bientôt beaucoup plus).

Quelle rémunération pour les écrêtements obligatoires ? Ben la rémunération, c'est pas automatique : de nombreux pays en Europe (Croatie, Grèce, Finlande, Pologne, Roumanie, Espagne Suède) n'offrent actuellement pas de compensation pour la réduction de production des énergies renouvelables. Et, compte-tenu du coût, d'autres, tel le Royaume-Uni et même l'Allemagne remettent en cause les mécanismes et montants actuels. cf note complète ci-jointe

Rapport RTE sur la flexibilité : le réseau électrique au défi des productions ENR fatales- les tabous tombent 

La transformation de la gestion de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité au cours des dix prochaines années représente un défi majeur pour la sécurité d'approvisionnement et la performance économique avec l'irruption massive des productions fatales (énergies variables intermittentes). La progression de l'éolien et du solaire constitue en effet des changements structurants (la part de ces deux technologies a déjà atteint 26 % du mix européen (contre 9 % dix ans plus tôt), et notamment 46 % en Allemagne, 41 % au Royaume-Uni et 37 % en Espagne contre 14 % en France en 2023) qui conduisent RTE à s'interroger sérieusement sur les évolutions en cours et leur compatibilité avec la sécurité d'approvisionnement et un coût de l'électricité économiquement et socialement soutenable.

1) Une sensibilité accrue aux conditions météorologiques de la demande et de la production électriques; à la fois la production et la demande seront de plus en plus sensibles au vent, au soleil, à la température- et pas dans le même sens

2) Le tabou du thermique- charbon compris- levé ! Pour la sécurité d'approvisionnement, RTE reconnait maintenant qu'il va falloir garder de la production thermique

3) Deuxième tabou : il va falloir écrêter davantage…le nucléaire et les ENR ?il n'est pas sûr que le nucléaire puisse assumer cette modulation, qui perturberait considérablement la gestion du combustible et celle des arrêts de tranche, qui assure la sécurité d'alimentation et il va falloir que les énergies variable intermittentes fatales participent à l'écrêtement- ;

4) Troisième tabou : la modulation du nucléaire, cela ne va pas être si facile ; les conséquences sur la consommation et la gestion du combustible ( programmation des arrêts de tranche), sur la durée de vie des réacteurs et leur prolongation et sur le coût du nucléaire sont importantes et

5) Quatrième tabou : en fait parlons clairement : fin de l'obligation d'achat et écrêtement volontaire ou imposé des renouvelables : RTE avoue qu'il faut changer de paradigme – ce qui va bouleverser l'économie déjà fragile des renouvelables et renchérir leurs coûts puisqu'elles devront prendre en charge au moins une partie de leurs externalités négatives

6) Flexibilité : un certain scepticisme de RTE sur une politique qu'il juge pourtant essentielle et sur changements structurels de société impliqués ;

7) Une conclusion sensée : freiner sur les /productions fatale ( renouvelables intermittentes) !

8) Annexe : définition et méthodologie

Ci-joint note complète ; lien rapport RTE

Les prix négatifs de l'électricité : un phénomène hors de contrôle qui nous coûte de plus en plus cher ; une seule solution, moins d'énergies fatales dans le mix électrique !

Un point de PIEBîEM sur les prix négatifs de l'électricité. En France, environ 1 300 MW de puissance éolienne ont dû être mis à l'arrêt la nuit entre jeudi 8 août et vendredi 9 août, suite à un épisode de prix négatifs. Ces phénomènes de prix négatifs s'étendent dans toute l'Europe et déstabilisent l'économie de l'électricité ; et surtout ne pas croire que prix négatifs signifie une électricité à meilleur coût - c'est exactement le contraire, il s'agit de production à perte qu'il faut indemniser ! L'éolien est surabondant en Europe, et plus il est surabondant, plus il coûte cher. La stabilité du système électrique se trouve menacée, l'équation économique de la production d'électricité devient intenable. Nous n'avons aucun, aucun besoin de 45 GW d'éolien en mer ! Il faut arrêter cette folie.

-Pourquoi des prix négatifs et pourquoi ils sont en explosion dans toute l'Europe (en intensité et en durée) ;

-Les prix négatifs sont des productions à perte qu'il faut compenser ; Surproduction l'été, sous production l'hiver- les ENR fatales jamais en phase avec la demande ;

-Les externalités négatives sur les coûts du nucléaire ;

-Un déséquilibre majeur -le réseau électrique ne peut pas jouer au yoyo ;

-Le cercle vicieux prix négatifs - augmentation des coûts- désindustrialisation ;

-La cannibalisation des ENR fatales et le recul des investissements ;

-Les solutions ?

-Aucun moyen intelligent économiquement et mature technologiquement de contrecarrer les effets négatifs massifs de l'introduction d'une part croissante d'ENR fatales dans le réseau électrique ;

-La tarte à la crème de la flexibilité et de la sobriété ; Le miracle hydrogène n'aura pas lieu ;

- Et celui du stockage par batterie non plus ! ;

- Fin de l'âge d'or des ENR fatales, restrictions volontaires et imposée de production

– Les prix négatifs peuvent disparaitre, mais pas les surcoûts !; Arrêts volontaires de production et contrats de rémunération ; Arrêts imposés de production.

Conclusion : Les décideurs politiques doivent se rendre à l'évidence : il n'y a aucun moyen intelligent économiquement et mature technologiquement de contrecarrer les effets négatifs massifs de l'introduction d'une part croissante d'énergies non pilotables dans la grille électrique… La seule solution consiste à limiter le développement des ENR fatales dans le mix électrique et à augmenter celui des énergies pilotables, dont, au premier plan, le nucléaire !

Note complete ci-jointe

Bilan carbone du parc de Saint-Nazaire : une manipulation grossière

L'étude du cabinet Ouvert publiée sous la responsabilité d'EDF renouvelable et reprise par la presse sur le bilan carbone du parc de Saint- Nazaire (parc éolien en mer de Saint Nazaire, bilan carbone pour l'ensemble de son cycle de vie) constitue une imposture. Pour les émissions de carbone du mix électrique, l'année 2022 (avec la faiblesse de la production nucléaire due aux phénomènes de corrosion sous-contrainte) est prise comme référence- la pire possible sur plusieurs décennies. La méthodologie est inadmissible en ce que 1) elle ne prend pas en compte pas ce à quoi l'éolien se substitue réellement (il ne se substitue pas au mix moyen), ni 2) la nécessité d'un back-up thermique en période de pointe et de production éolienne déficiente. Sans prise en compte de ces effets, la production évitée de gaz à effet de serre correspond annuellement…à l'empreinte carbone de mille ou deux mille Français ; avec leur prise en compte, l'effet de l'éolien sur les émissions de gaz à effet de serre serait en fait significativement négatif. Enfin,il est intéressant de placer cette étude sur le parc de Saint-Nazaire dans le contexte des évaluations environnementales qui sont réalisées aux USA par le BOEM (Bureau of Ocean Energy Management) sur les parcs éoliens en mer : « impact bénéfique mineur de la diminution nette des émissions de GES et des principaux polluants », « pas d'impact collectif sur le réchauffement climatique »

Source : bilans RTE 2022, 2023, 2024 Parc éolien en mer de Saint-Nazaire bilan carbone pour l'ensemble de son cycle de vie, décembre 2023 lien 

Quand le lobby éolien avoue… qu'il faut freiner sur l'éolien !

Merci à Wind Europe qui, dans un document intitulé Défis d'accès au réseau pour les parcs éoliens en Europe (Juin 2024) se tire une balle dans le pied en signalant et divulguant des données sur les problèmes que créent les ENR, en particulier l'éolien, en liaison avec les réseaux électriques.

Plus de 500GW de projets éolien en attente d'évaluation pour leur connexion au réseau électrique, des surproductions imposant des interruptions de production affectant la rentabilité et une explosion des coûts de réseau et de ses nuisances, la concurrence avec le solaire… 17% de l'éolien offshore allemand est produit à perte. Quel régime, quel coût et qui paye pour ces productions massives à perte dues au caractère fatal de la production éolienne ? 2

Et une conséquence pour la France : quelle est donc la rationalité pour imposer à marche forcée 45 GW d'éolien en mer ?

1) Trop d'éolien : plus de 500 GW en projet en attente d'évaluation pour leur connexion au réseau, avec des coûts exorbitants pour l'éolien en mer -alors que nous sommes déjà en surproduction éolienne quand il y a du vent en Europe... et sans aucune puissance garantie quand il n'y en a pas..

2) Fatalité : le problème de la surproduction éolienne et des restrictions de productions ; les coûts élevés de gestion de la congestion des réseaux sont répercutés sur les tarifs du réseau pour les utilisateurs finaux. Il faut en fait régulièrement "écrêter" ( arrêter la production ) une partie de l'éolien- pour l'éolien en mer allemand, cela atteint déjà 17% de production perdue- des pertes qu'il faut compenser !

3) Quelle indemnisation pour les productions à perte ? La réglementation européenne existante exige que les développeurs d'actifs soient indemnisés pour leurs réductions de production en utilisant une approche basée sur le marché. Certains pays (Croatie, Grèce, Finlande, Pologne, Roumanie, Espagne Suède n'offrent actuellement pas de compensation pour la réduction de production des énergies renouvelables. Et, compte-tenu du coût, d'autres, tel le Royaume-Uni et même l'Allemagne remettent en cause les mécanismes et montants actuels.

4) Quand l'éolien dénonce les privilèges du photovoltaïque… ; Pour Wind-Europe, la production élevée d'énergie solaire pendant les heures ensoleillées empêche l'intégration d'un plus grand nombre de parcs éoliens. C'est le cas en Grèce, et c'est également devenu un problème en France, en Roumanie et en Espagne. »

5) Raccordement au réseau et extension : des coûts gigantesques- en avons-nous réellement besoin. Ne serait-ce que pour l'Allemagne, il faut ( Cour Fédérale des Comptes) des investissements massifs de plus de 460 Mds €. Et le développement du réseau allemand affiche un retard de 7 ans et 6.000 km de lignes. En France, le coût est estimé à 200 milliards € (100 milliards RTE, 100 milliards Enedis).

Ci-joint note complète

Commission Sénatoriale d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050 - l'éolien en mer

PIEBÎEM a été auditionnée le 22 mai 2024 par la Commission Sénatoriale d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050 sur les coûts complets de l'éolien en mer et nous avons le sentiment d'avoir été en partie entendu. Nous présentons ici de larges extraits du rapport de la Commission concernant l'éolien en mer qui considère notamment que le programme de Belfort (45 GW d'éolien en mer) sera impossible à tenir et qu'à tout le moins, les objectifs 2035 (#18GW) devraient être décalés à 2050.

Par ailleurs la Commission s'étonne du prix résultant de l'offre retenue pour l'appel d'offres AO5 ( Bretagne Sud, Belle-Île/Groix/Quiberon) et espère que « ce choix, eu égard à une technologie peu mature et à un opérateur qui semble ne gérer aucun parc éolien flottant à ce jour, ne sera pas source de déboires pour l'État. »

1) La commission d'enquête considère que l'éolien en mer constitue un pari risqué, compte tenu des coûts réels de ces technologies, de leurs difficultés d'acceptabilité et de la faible maturité technique de l'éolien flottant ; 2) De nombreuses nuisances sur les paysages, la biodiversité, l'occupation spatiale, la pêche… pour un bénéfice climatique incertain ; 3) De grandes incertitudes et des estimations très hypothétiques, en particulier pour l'éolien flottant : la commission d'enquête se doit de faire part de son étonnement sur le prix résultant de l'offre retenue pour l'appel d'offres portant sur un parc éolien flottant en mer au large du sud de la Bretagne ; 4) Des coûts de raccordement en explosion, poussés par l'éolien en mer- d'autant plus qu'il devrait être éloigné des côtes ; 5) L'éolien en mer : des coûts de raccordements au réseau considérables (jusqu'à 35% des projets) financés par les consommateurs via le TURPE ; 6) Dans le cas d'une évolution vers un système à haute part en énergies renouvelables, les évolutions de structures à apporter au réseau sont majeures ; 7) Ces évolutions majeures du réseau par leurs conséquences environnementales notamment, constituent un défi majeur d'acceptation sociétale ; 8) Le défi majeur de l'éolien en mer, un pari à haut risque et même intenable, surtout pour l'éolien flottant ; 9) Des capacités industrielles insuffisantes pour un programme éolien en mer irréaliste et …la menace chinoise - ; 10) Eolien en mer, une énergie décidément mal acceptée : 100% de recours ; 11) Impossibilité de tenir les objectifs ENR sans faire exploser les couts du système électrique : il semble ainsi nécessaire de décaler à l'horizon 2050 les objectifs que le Gouvernement affiche pour 2035.

Document complet c--joint

Alternatives à l'éolien en mer : analyse de Patrimoine Nucléaire et Climat France sur le Schéma décennal de développement du réseau

«Eolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable»

1) Adaptation des réseaux aux ENR : 240 milliards d'euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l'aveuglement idéologique sur les ENR

2) D'ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux. L' option ENR, très coûteuse en équipements et en réseaux, n'apporte pas la garantie de sécurité d'approvisionnement attendue. La capacité pilotable française est aujourd'hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d'épisodes EnRi européens faibles, Ceci n'est compensé aujourd'hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture. PNC France estime qu'il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz lesquelles ne serviraient qu'en ponte et demi-base, donc avec peu de d'émissions CO2.

3) 2050 : plus de nucléaire, c'est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau. PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu'il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

- D'engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an,

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées : financement des effacements de consommation chez les industriels, financement des effacements de production des renouvelables, système de charge/décharge des batteries des voitures électriques

5) Le choix rationnel optimal, c'est un système électrique minimisant le recours aux énergies variables intermittentes. La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d'un équilibre optimal.

6) PNC sur l'éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d'expérience réel sur la productivité et les cinétiques d'évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marins ( éolien flottant)

Pourquoi c'est important ? Avis du juriste Laurent Bordereaux : "Le débat sur « le terrain sensible et complexe de la juste proportion du nucléaire et des énergies renouvelables dans la production d'électricité, dans un contexte national et européen  ne saurait être évité." 

Or, si des alternatives à l'éolien en mer existent, les projets éoliens en mer peuvent perdre de facto leur caractère de RIIPM ( Raison Impérative d'Intérêt public majeur) !"

Sources : RTE - Schéma décennal de développement du réseau - Edition 2024 Contribution de PNC-France à la consultation publique

Téléchargeable : notre note résumé, la contribution complète de PNC

Prévisions de RTE : aurons-nous vraiment besoin d'éolien en mer ? 

La prédiction de la demande électrique par RTE n'est pas un art simple, ni dénué de préoccupations politiques et RTE lui-même a beaucoup varié dans ses estimations. La révision de 2023 en particulier a été critiquée par de nombreux acteurs pour une augmentation trop forte de la demande d'ici 2035. Un article récent de Transition et Energie fait le point : (RTE va devoir totalement réviser ses scénarios pour 2050, Philippe Thomazo, lien 

Augmentation plus vite que prévu de l'efficacité énergétique et de la sobriété volontaire ou subie, électrification moins rapide de la mobilité électrique, choix fiscaux encourageant peu le passage à l'électricité, retards dans la réindustrialisation, sous-estimation de la production nucléaire et de ses possibilités d'évolution, prolongation plus importante et plus systématique des centrales nucléaires existantes, tout pointe vers des besoins électriques nettement moindres que prévus d'ici 2035…et donc à l'inutilité de l'éolien off shore, en dehors même de ses inconvénients pour le littoral, la vie marine et l'identité même de la Bretagne.

Extraits : "Ce que les économistes appellent le signal prix a fortement incité à la sobriété (choisie et surtout subie), mais aussi aux recherches de gains d'efficacité (isolation, passage à des appareils moins gourmands, etc…) qui sont, eux, amenés à perdurer. Il semblerait que le gisement de ces gains d'efficacité ait été très largement sous-estimé"

Un nucléaire sous-évalué …par prudence politique :prédiction "très éloigné des niveaux de production du début des années 2000/2015 – autour de 400 TWh – et plus encore du record de 430 TWh de 2004...qui ne tient pas non plus compte des possibilités d'augmentation de puissance des réacteurs existants....

Un effet falaise du nucléaire qui recule: Au sommet de l'AIEA (Agence Internationale de l'Energie Atomique), Luc Rémont, le Pdg d'EDF, a expliqué ouvertement que « les 56 réacteurs du parc historique français devraient tous pouvoir fonctionner au-delà des 60 ans. »

Le rapport accablant de la Cour Fédérale des Comptes sur la transition énergétique allemande ou un exemple à ne pas suivre

La Cour des Comptes allemande très sévère contre l'Energiewende : sérieux risques pour la sécurité d'approvisionnement et besoin de davantage de centrales à gaz, gigantesque retard dans le déploiement du réseau et explosion des coûts, prix de l'électricité non soutenables et une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique¸ sérieux risques pour les objectifs climatiques...

Extraits : un approvisionnement sûr en électricité avec un système électrique reposant en majorité sur des énergies renouvelables variables exige en parallèle des moyens de production fournissant une puissance garantie et pilotable....La Cour des Comptes a constaté que le calendrier de construction de moyens pilotables en backup ne pourra probablement pas être respecté. De plus, la Cour fédérale des comptes Allemande alerte sur le fait que les dix centrales électriques au gaz prévues ne suffiront pas à garantir la sécurité d'approvisionnement.

« Les hypothèses utilisées pour évaluer la sécurité d'approvisionnement sont irréalistes car le régulateur se base sur un « best case » improbable. Les auditeurs reprochent au Ministère Fédéral de l'Économie et au régulateur (l'Agence Fédérale des Réseaux) de faire preuve d'une irresponsabilité sans précédent"

Le ministère ne tient pas compte d'autres coûts considérables liés à la transition énergétique. Il s'agit par exemple des coûts de distribution de l'électricité (y compris le développement des réseaux et les services système) et la construction de moyens pilotables supplémentaires. Il en résulte, en dehors du public spécialisé, une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique."

Résume téléchargeable

Rapport sur le soutien public aux parcs éoliens terrestres et maritimes, Cour des Comptes( Oct 2023)

Le rapport de la Cour des comptes de 2018 sur l'éolien avait eu un certain retentissement et provoqué la Commission Parlementaire d'enquête sur les ENR (Commission Aubert) et ses révélations. Le cru 2023...est pas mal non plus.  Résumé 

1) Fixation des objectifs ENR : de l'art de se tirer une balle dans le pied ! 2. Aucun contrôle des comptes des parcs éoliens depuis 2013. Et quelques magouilles 3. Des éoliennes à moins de 500 mètres des habitations : pas de problèmes pour la Cour des Comptes (surtout en Bretagne) ! 4. Eolien en Mer : une bonne nouvelle : l'organisation actuelle ne saurait répondre au défi de développement des 50 parcs d'ici à 2050 5. La renégociation des tarifs de l'éolien en mer : « le bilan financier de la négociation ne peut toutefois être établi. » Sic ! 6. Eolien en mer et législation : toujours plus de facilités pour les promoteurs mais des actions restent possibles 7. Compensation des externalités négatives pour l'éolien en mer : le problème de la pêche 8. Fonds de développement territorial : avertissement de la Cour des Comptes 9. Quand la Cour des comptes appelle à renoncer à la compétitivité… 10. Eolien en mer : le soutien au raccordement au réseau : des charges croissantes à venir 11. Avertissement de le Cour des Comptes à propos de l'éolien flottant : l'éolien flottant ne constitue pas encore une technologie mature 12. Eolien en mer : attention aux niveaux de soutien et aux types de contrats.

Résumé PIEBÎEM téléchargeable

Quand la Cour européenne des Comptes tacle les énergies marines renouvelables : « des plans de croissance ambitieux, mais une durabilité difficile à garantir »

1) "Des objectifs élevés qui requerront un espace maritime très vaste dans des mers déjà  très encombrées"

2) "Des objectifs compromis par les dépendances en métaux et matériaux critiques et l'inflation"

3) "Le déploiement des énergies marines renouvelables se heurte à des obstacles pratiques, sociaux et environnementaux qui n'ont pas encore fait l'objet d'une réflexion suffisante"

4) Le problème spécifique de la pêche : "le conflit entre ces deux secteurs reste sans issue"

5) "l'empreinte environnementale sur la vie marine pourrait être considérable et n'a pas été suffisamment prise en compte par la Commission et les États membres" ( cf. Document ci-joint !)

La transition énergétique au risque des matières premières et matériaux stratégiques 

Conclusion 2030 : la demande en matériaux critiques pour 2030 excède les possibilités de production pour le cuivre, le nickel, le néodyme, le lithium, le cobalt, le lithium et le graphite.

Il est donc nécessaire de privilégier les techniques de production les plus économes en ces matériaux, et d'éviter les plus gourmandes- laquelle est clairement l'éolien offshore. Une urgence : déprioriser l'éolien offshore !

On rappellera la conclusion du Directeur du BRGM : en 2030, il faudra choisir entre l'éolien, le téléphone portable et le développement d'internet en Afrique. (cf ci-dessous) le document les limites physiques du développement de l'éolien offshore)

Eolien en mer : l'été meurtrier et des raisons d'espérer !

Le programme éolien insensé de 40GW dont 25 GW pour la Bretagne est-il inéluctable ?

Pas sûr ! L'absurde ne peut durer indéfiniment sans se heurter à la réalité et le contexte n'est plus si favorable à l'éolien offshore

L'été a été plein de bonnes nouvelles avec les difficultés des fabricants, les records ( négatifs) de  production en Allemagne, l'absence de réponse aux appels d'offres en Angleterre...

ENR, interconnections et réseaux : un léger problème de câbles 

Développement des ENR en général, développement des interconnexions, développement spécifique de l'éolien offshore : tout cela exige une augmentation très importante de la production de câbles électriques. Les experts du secteur considèrent que tout ne sera pas possible et que de nombreux programmes offshore ne pourront voir le jour. 

Eoliennes en mer : une rentabilité très très compromise

Les risques de défaillance, d'exploitation et d'entretien des éoliennes en mer ont été grandement sous-estimés et entrainent d'importantes pertes d'exploitation. Pour les assureurs,  L'augmentation de taille des éoliennes offshore crée des « risques de marché insoutenables » alors qu'ils  sont déjà aux prises avec une multiplication par sept des mise hors d'état des éoliennes offshore depuis 2012

Les limites physiques du développement de l'éolien

L'éolien et particulièrement l'éolien maritime est particulièrement gourmand en matériaux, surtout en métaux critiques et terres rares. Ce goulot d'étranglement concerne aussi bien les métaux "historiques" (Cu…) que "nouveaux" (Li, Mn, Co…).La demande en matériaux et singulièrement en métaux de l'éolien entre de plus en compétition vive avec les demandes de décarbonation de la mobilité ( voitures électriques) et de la transition numérique.

Les systèmes électriques au danger des ENR ; le rôle critique de l'inertie

L'inertie est  un service réseau essentiel à la stabilité des réseaux électriques  historiquement assuré par les centrales classiques et leurs "masses tournantes" et qui ne l'est plus du tout par les ENR. La conséquence est dejà sensible sur les réseaux UK et nordiques qui flirtent de plus en plus souvent avec le black out à mesure que la proportion d'ENR s'accroît. Les régulateurs du réseau s'inquiètent et souligent qu'il n'existe aucune solution validée à l'échelle industrielle 

Rapport Rystad Energy pour Wind Europe : de son propre aveu, l'industrie éolienne européenne est en bonne voie pour se crasher !

un rapport demandé par le lobby de l'éolien Wind Europe… conclut à la quasi impossibilité de réussite des plans très ambitieux de Wind Europe pour l'éolien terrestre et surtout l'éolien maritime. Et la plupart de la valeur…risque de partir en Chine.

Quelques données UK sur le vrai coût de l'éolien offshore ou l'Arnaque bis

Les prix de l'électricité au Royaume-Uni sont maintenant parmi les plus élevés de toute l'Europe; c'est parce que nous avons beaucoup d'énergie éolienne et en particulier, beaucoup d'énergie éolienne offshore.  Le coût nominal de la production éolienne offshore est de 170 £ / MWh. En plus, En 2021, les coûts annuels d'équilibrage du réseau au RU ont atteint 4,19 milliards de livres sterling Pour le contexte, en 1995, lorsque l'énergie éolienne était inexistante, le coût d'équilibrage du réseau n'était que de 250 millions de livres sterling par an.

Les leçons de l' Eolien off shore au Royaume-Uni : Réalités, illusions, mensonges 

Des annonces mirobolantes mais  les prix bas des CfD sont de la spéculation commerciale, et ne représentent sûrement pas l'aube d'une nouvelle ère pour l'éolien offshore et les énergies renouvelables. La hausse des coûts de l'éolien offshore pose un défi redoutable. Il y a dix ans, le gouvernement écossais proclamait qu'il visait à devenir" l'Arabie Saoudite des Energies renouvelables" avec environ 28 000 emplois rien que dans l'éolien offshore. En réalité, l'éolien off shore n'a fournit qu'un dixième des emplois alors promis

Audition publique sur les innovations technologiques de l'éolien offshore , OPECST, 2 février 2023 : l'éolien flottant n'est décidément pas mature !

Décidément, une technologie non mature : postes électriques flottant non encore mature, choix des socles industrialisables non encore mature (acier pour la plupart, béton pour Equinor...qui a la plus grande expérience dans le domaine à ce jour), problèmes de l'aménagement des ports et du volume d'activité, de la disponibilité de l'acier, coûts de production impossibles à estimer.

Les grandes éoliennes en mer, les défis non résolus, Académie des technologies, Février 2023

Compte tenu du gigantisme croissant des projets, leur installation par des opérateurs tels que TotalEnergies, Engie ou EDF, et leur raccordement par RTE posent de redoutables défis techniques et logistiques. Les flotteurs sont soumis au mouvement de la houle selon une période propre, et le passage des pâles devant le mât crée une perturbation qui fait vibrer les pales selon une fréquence malheureusement très proche de la fréquence propre du système flotteur et mât.

RTE alerte sur l'augmentation des besoins de stockage de l'électricité indispensables avec la montée en puissance des énergies renouvelables

Avec  l'augmentation prévue des ENR dans les années à venir, RTE indique : 1) qu'il faudra disposer de nouveaux moyens de stockage à grande échelle dès 2030 , 2) que ces moyens de stockage ne sont à ce jour pas encore matures technologiquement, et qu'il faudra compter à minima 10 ans pour qu'ils soient disponibles , 3) que ces moyens de stockage ont actuellement un cout prohibitif

Et la sécurité d'alimentation est compromise 

Aides d'État pour le projet éolien Bretagne Sud : la Commission autorise une mesure française d'un montant de 2,08 milliards d'euros destinée à soutenir la production d'énergie éolienne en mer  

2 milliards d'euros pour 20 éoliennes, c'est pas donné ! o ne peut qu'être frappé par la complexité assez grande des articles sur les prix négatifs (quand l'éolien off shore produit en situation de surcapacité) qui montre que la Commission est tout particulièrement gênée aux entournures de son ADN ultra libéral. Et il y a 5 millions de prévu pour la propagande pro éolienne

Le mythe bien écorné d' El Hierro et de sa production électrique 100% renouvelable

L'île d' El Hierro (archipel des Canaries), a tenté de devenr 100% renouvelable . La presse mondiale a a chanté les louanges d'El Hierro, "première île autonome grâce aux énergies renouvelables". En fait, c'est un échec abyssal (l'usine diesel Llanos Blancos représente toujours 58% de l'électricité produite dans l'île, avec des émissions CO2 record _1152g/kWh!). Un échec parfaitement prévisible !

Les enjeux de l'Hydrogène : rapport de l'Académie des technologies ! 1) Introduction, généralités, production, labellisation

Revue sur la production d'hydrogène décarboné : les ENR ne permettent cependant pas de justifier l'hypothèse parfois avancée d'un stockage d'énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d'investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d'électricité

Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène

Dans tous les cas, le stockage d'une électricité renouvelable variable sous forme d'hydrogène entraine des pertes de conversion de 70 %, à terme peut-être seulement 40 ou 50 %. Dans un environnement disposant de larges réseaux de gaz ou d'électricité les perspectives de rentabilité pour ces solutions semblent très lointaines, à des niveaux de coût carbone bien supérieurs à ce qu'ils sont actuellement.

Sécurité du développement de la filière Hydrogène_ Rapport IGED

- Le transport interrégional et intra-européen et le stockage d'hydrogène : un saut technologique, de qq km à plusieurs centaines voire milliers dont la faisabilité reste à confirmer

- l'hydrogène est une molécule dangereuse.  Son utilisation  est maîtrisée dans l'industrie lourde, mais la prise en compte de la sécurité par les nouveaux acteurs est un défi majeur

- la production devra être faite au plus proche des utilisations industrielles. Aucun intérêt dans la Morbihan !