1) « S’il y a un truc qu’il faut arrêter tout de suite, c’est bien ça ! «
« L’éolien offshore aujourd’hui, c’est 25 milliards d’euros qui vont partir dans ce dispositif qui a encore moins d’intérêt que l’éolien terrestre. S’il y a un truc qu’il faut arrêter tout de suite, c’est bien ça ! Avec ces 25 milliards d’euros vous avez de quoi payer 6000 euros de prime de conversion du fuel en pompe à chaleur aux quatre millions de ménages français qui sont chauffés au fuel, qui sont souvent des ruraux, souvent précaires. Qu’on augmente mon taux d’imposition pour ça, moi je veux bien ! Mais qu’on me prélève un centime de plus pour payer l’éolien offshore, ce truc de Shadock »
« Les conditions de l’éolien en mer expliquent des coûts particulièrement élevés. Une éolienne en mer doit résister non seulement au vent (ça il vaut mieux !) mais aussi aux vagues, à la corrosion du sel, et donc il faut utiliser plus de matériaux et plus de traitements à puissance installée égale, sans parler du support immergé.»
« A cause de ces raisons, et aussi de la zone d’implantation, la construction en mer augmente la dépense en carburant par rapport à la construction à terre, et augmente aussi la dépense en carburant pour la maintenance.»
« Il résulte de ces « surcoûts » à la construction que l’éolien off-shore, malgré un taux de charge augmenté (Vesta annonce de 30% à 50%, ce qui soit dit en passant correspond peut-être au cas du Danemark mais pas au cas de la France, où les meilleurs sites dépassent tout juste 35% de facteur de charge), fournit certes une énergie plus importante par éolienne installée, mais avec un « contenu en carbone par kWh » qui reste à peu près identique. Les éoliennes soient off-shore ou à terre, elles produisent toujours de l’électricité intermittente. De ce fait, dès qu’il y a 1 MW d’éolien installé quelque part, il faut obligatoirement, pour assurer la continuité de la fourniture d’électricité, installer un peu moins de 1 MW « d’autre chose » ailleurs. Installer 24 GW d’éolien suppose donc d’avoir « ailleurs » pas loin de 20 GW de puissance de pointe provenant d’une autre source pour pallier les variations du vent, et au surplus cette « autre source » devra fonctionner 70% à 80% du temps pendant que l’éolien assurera sur 20% à 30% du temps. »
2) L’éolien flottant, c’est cher !
La Cour des Comptes estimait en 2018 (Rapport sur le coût des ENR) que les six parcs d'ores et déjà attribués au large des côtes françaises devraient coûter 2 milliards d'euros par an sur 20 ans, soit un montant total de 40,7 milliards, pour une part de 2% du mix énergétique !»
Le Président Macron a annoncé le 20 juin 2018 que,
après négociations avec les promoteurs, leur coût a été ramené de 40 Md€ à 25
Md€
Un miracle qui laisse songeur sur les méthodes …Sauf que, changement : les raccordements des éoliennes off-shore au réseau d’électricité seront à la charge de RTE, alors que ces opérations coûteuses sont normalement à la charge du producteur. Ce qui arrange bien les producteurs, d’autant que ces coûts de raccordements sont assez peu prédictibles, et que la France a des systèmes côtiers plus compliqués que les sites peu profonds et sableux de la Mer du Nord et de la Baltique. ..
Selon l’Ademe, le coût de production de l’électricité
éolienne en mer est estimé entre 123 € et 227 € le MWh pour des machines posées
et entre 165 € et 364 € le MWh pour l’éolien flottant (Étude « Coûts des énergies renouvelables en France », Ademe, janvier
2017)
La CRE donne en 2022 les premiers Megawatt offshore (
plutôt posé donc) à 178,2 €/
Rappelons que l’Arenh ( côut estimé du nucléaire
historique) était de 42 et passera à
49.5 €/MWh en janvier 2023.
La zone éolienne de Groix & Belle-Île bénéficiera d’un
tarif d’achat de 240 €/MWh de la totalité de sa production (même si elle est
inutile et ne vaut rien, voire si cela se produit régulièrement en Allemagne a
une valeur négative) sur vingt ans.
Se basant sur des courbes d’institutions internationales,
l’Ademe estime que le coût va fortement diminuer.
C’est en fait très peu probable en raison du renchérissement des matières premières dont les éoliennes sont très gourmandes. Ainsi, le Department of Energy US donne 8000 t/TWh de béton et 1800 t/TWh d’acier pour l’éolien (sans précision) contre 800 t/TWh de béton et 160 t/TWh d’acier pour le nucléaire, soit en gros un facteur 10 pour le béton et pour l’acier… à l’avantage, très marqué, du nucléaire.
Et si l’on considère les métaux critiques, c’est encore pire :l’éolien
off shore tout particulièrement nous expose à des dépendances fortes pour le
cuivre, le cobalt, certians métaux rares (néodyme, dysprosium…). L’intensité
cuivre de l’éolien off shore, avec en plus toutes les connections nécessaires constitue
un véritable risque économique et géostratégique (et un scandale écologique) pour un métal
très demandé dans toutes les techniques
nécessaires à la transition énergétiques et dont la production risque
fort de ne pouvoir suivre la demande.
Cela signifie donc d’une part, que les ENR nous entrainent dans une nouvelle dépendance géostratégique qui peut devenir équivalente voire pire que celle du pétrole ; et d’autre part, qu’ils sont extrêmement sensible à des hausses de prix, avec là aussi une forte dépendance étrangère :
« Le PDG d'un grand groupe de développement d’éolien
terrestre se plaint que son entreprise a déjà abandonné deux projets
éoliens (30 MW) attribués en 2018 car « la rentabilité initialement prévue
n’est plus là » et a placé 60 MW « sous cloche » depuis l’automne…
Il nous faudrait un complément de rémunération à EUR
87-90/MWh pour que ces projets soient rentables », a-t-il affirmé, alors que
les appels d’offres éoliens et solaires se situent dans les EUR 60-80/MWh…. Jusqu'à
13 GW de capacité solaire (5-6 GW) et éolienne (6-7 GW) sont menacés à cause de
« la hausse des coûts des matériaux de construction (…), leurs coûts réels
n’étant plus couverts par le prix d’achat garanti par l’État », a récemment dit
le ministère de la Transition énergétique. »
https://www.montelnews.com/fr/news/1342348/la-hausse-des-cots-de-30-40-freine-la-croissance-des-enr, 11 Aug 2022
3) Une technologie qui n’est pas mature : « « Les assureurs considèrent les projets d’Energies Maritimes Renouvelables »comme des projets à « risques aggravés »
Si les prix sont élevés, c’est que la technologie de l’éolien flottant n’est pas considérée comme mature. Et c’est d’ailleurs une remarque reprise dans tous les débats publics organisés par la CNDP sur les projets d’éoliens flottant : pourquoi ne pas commencer par des parcs test comme c’était prévu à Groix (Eolfi) ou en Méditerranée plutôt que de se lancer d’emblée dans des zones industrielles d’ampleur sans véritables précédents ?
Comité de prospective de la CRE, Rapport sur les énergies marines, juin 2021
« L’éolien en mer flottant est en pleine expansion, mais pose encore certaines questions. Le premier parc d’éoliennes flottantes en mer, le projet Hywind, a été inauguré en Ecosse en 2017 par les sociétés Statoil et Masdar. Sa capacité de production est de 30 MW. Un autre parc éolien flottant, WindFloat Atlantic, a été mis en service fin juillet 2020 au Portugal. «
« Trois principales raisons expliquent le niveau élevé de risque des projets d’EMR : - à l’exception de l’éolien en mer posé, le niveau de maturité des différentes technologies n’est pas encore optimal, ce qui se traduit à la fois par des incertitudes sur la réussite des projets et par des coûts de production élevés (malgré un coût en baisse pour l’éolien notamment posé) ; - tous les types de projets ont été touchés par des sinistres importants ; - le retour sur expérience est encore faible ce qui limite les possibilités de modélisation et se traduit par la prise de marges plus importantes par les financeurs et les assureurs…Les assureurs considèrent les projets d’EMR comme des projets à « risques aggravés ».
RTE, scenarios futur énergétique 2050 :
« Le développement de l’éolien en mer en France ne
pourra pas suivre le même chemin que celui des pays riverains de la mer du
Nord. En effet, les caractéristiques de profondeur au large de certaines côtes
françaises conduisent à privilégier l’éolien flottant notamment sur les façades
maritimes bretonnes et méditerranéennes (caractérisées par des profondeurs
chutant rapidement au large des côtes) »
« À ce stade, la technologie des postes flottants n’est pas maîtrisée sur le plan industriel. "
« D’une façon générale, les coûts de raccordement des énergies marines sont soumis à de fortes incertitudes, supérieures à celles rencontrées pour des types de réseaux plus conventionnels.»
Le coût exorbitant des éoliennes flottantes, Books n° 0105, mars 2020. Par Jean-Pierre Le Gorgeu, Hubert Flocard et Jean-Pierre Pervès
« Pour les banques et investisseurs, ces projets
apparaissent comme nouveaux et ils demandent de fortes primes de risque :
- Cette technologie ne bénéficie pas encore de la
fabrication en série qui diminue le coût de l’éolien posé.
-Plus grave, la technologie de référence n’est pas fixée
et il existe plusieurs modèles sur lesquels on manque de recul. Hywind, en
Ecosse, utilise un flotteur vertical,
mais bien d'autres solutions sont encore à l'étude.
Pour illustrer l’absence de maturité de la technologie, sur 4 projets prévus en France, ce seront
4 technologies différentes qui seront employées !
Or le choix
technologique est loin d’être indifférent ! Flotteur en bèton (moins cher) ou
en acier, vertical, horizontal, plusieurs colonnes, semi immergé ou non, les choix techniques ne
sont pas indifférents : le coût du flotteur compte pour près de 60%.
-Les dispositifs de suivi sur sites restent expérimentaux
(camera, jauges de contraintes) A ce stade, il est impossible de mutualiser les
moyens de surveillance et de diminuer le coût »
Exemples de défis technologiques propres aux éoliennes flottantes
- les fortes contraintes et vibrations sur l’axe de
rotation des pâles, déjà problématiques sur des éoliennes fixes sont amplifiées
par les mouvements du socle, ce qui entraine une fatigue plus prononcée.
- les oscillations au gré de la houle provoquent des
successions de tractions et de relâchement
sur les dispositifs d’ancrage déjà complexes et sur les composants qui
le relient à la terre entrainant une fatigue et
une dégradation des matériaux très rapide.
C’est déjà pas simple, mais c’est en plus beaucoup demander à un câble d’être dynamique !
- le flotteur joue un grand rôle dans le coût et la résistance de
l’éolienne, et il subsiste de nombreuses incertitudes sur les solutions les mieux
adaptées. (dans l'ordre
4 projets, 4
technologies, sans compter des design plus exploratoires mais
intéressants, comme des éoliennes à axe
vertical (Sea Twirl)
4) Des projets vraiment problématiques
Naval Group : une rentabilité inatteignable
Début février 2021, Naval Group met fin à sa diversification (Naval Energies) dans le secteur des énergies marines renouvelables qu’il estime immature : «Malgré les efforts de toutes et de tous, ces projets, engagés depuis près de 12 ans ne présentent pas aujourd'hui suffisamment d'assurance de succès économique à court, moyen ou long terme. L'éolien flottant représente des investissements considérables pour une rentabilité incertaine, voire inatteignable »
Orsted : vitesse des vents et usure des câbles
« Orsted, le plus grand développeur de parcs éoliens offshore au monde, a déclaré qu’il avait perdu. 2,5 milliards de DKr (389 millions de dollars) en raison de vitesses de vent plus faibles au cours des neuf premiers mois de cette année par rapport à 2020… L'intermittence des énergies renouvelables telles que l'énergie éolienne a attiré l'attention en Europe ces derniers mois car certaines des vitesses de vent les plus lentes depuis des décennies ont exacerbé la dépendance au gaz et au charbon pour l'électricité, y compris au Royaume-Uni, le plus grand marché éolien offshore au monde. »
Très confraternel, Orstedt a mis en cause l’ensemble de l’industrie
« La question sous-jacente est une
sous-estimation des effets de sillage et de blocage. Son porte-parole a
insisté sur le fait que le problème n’est pas propre à l’entreprise, mais
plutôt à l’ensemble de l’industrie, ajoutant que ses prévisions sont généralement
plus prudentes que celles de ses concurrents
« Notre tâche principale est de nous assurer que
nous ne prenons que des projets où nous créons effectivement de la valeur. Il
n’est dans l’intérêt d’aucun actionnaire, ni de notre organisation d’opérer avec
des prévisions de production gonflées et de gagner des projets sur cette base »
https://ft.com/content/b03713d6-5e87-414e-8da3-506163f6497e
« Revenant sur
un précédent rapport très optimiste, le Ministère de l’Energie américain (DOE)
a réduit l’estimation du potentiel de développement de l’éolien offshore de
2,000 GW à 54 GW, du fait des contraintes géologiques, océanographiques et
légales….. Fin 2019, les cours du géant danois Orsted,
pionnier de l’éolien offshore ont plongé en fin d’année en raison de la
réévaluation de la production de son parc éolien en mer. Ce dernier aurait
sous-évalué les pannes à répétition entraînées par les vents violents du large.
Les marchés s’interrogent donc sur la viabilité de ce business model dont la
robustesse financière reste encore à démontrer. Selon l’agence environnementale
américaine, le coût actualisé de l’énergie éolien en mer reste 2,7 fois plus
élevé que l’éolien conventionnel. »
https://www.forbes.fr/environnement/leolienne-en-mer-le-nouvel-eldorado-des-energies-renouvelables/
« La société
éolienne danoise Ørsted a averti que jusqu’à 10 de ses parcs éoliens offshore
géants au Royaume-Uni et en Europe auront besoin de réparations urgentes car
leurs câbles sous-marins ont été érodés par des roches sur le fond marin.
Ørsted a constaté que les roches placées à la base des fondations des éoliennes
pour empêcher l’érosion des fonds marins étaient responsables de l’usure du
système de protection des câbles qui, dans le pire des cas, pourrait provoquer
la défaillance des câbles. Le problème a été découvert pour la première fois
plus tôt cette année après que son parc éolien offshore Race Bank au large de
la côte de Norfolk, qui peut générer suffisamment d’électricité pour alimenter
500 000 foyers, a subi une panne en raison de dommages aux câbles causés par
les roches du fond marin. »
La perte de rentabilité de l’éolien off shore en raison de l’affaiblissement des vents est une réalité inquiétante et préoccupante, sur le court terme et aussi sur le long terme. Deux facteurs peuvent être évoqués : 1) un effet de cannibalisation des éoliennes et des parcs entre eux, pour le coup déjà bien connu et documenté par les fabricants eux-mêmes et les universitaires ; 2) une diminution générale des vents en Europe du Nord avec le réchauffement climatique,
« La grande taille
des parcs éoliens et leur proximité affectent non seulement la performance des
turbines sous le vent, mais aussi celle des fermes voisines, réduisant le
facteur de capacité de 20% ou plus,
ce qui augmente les coûts de production d’énergie et les pertes
économiques. Nous concluons que
l’énergie éolienne peut être une ressource limitée en mer du Nord »
Hereon Research Center, https://www.nature.com/articles/s41598-021-91283-3
“Selon le dernier rapport du
programme Copernicus, les vitesses du vent ont été particulièrement faibles
dans certains pays européens en 2021. Notamment en Europe du Nord, où sont
installées un grand nombre d'éoliennes. En
2021, dans certaines parties du Vieux continent, les vitesses du vent ont été
les plus faibles enregistrées depuis au moins quarante ans…
Dans une région s'étendant de l'Irlande et du Royaume-Uni
au Danemark, à l'Allemagne et la Tchéquie, en passant par la mer du Nord, la
moyenne annuelle de la vitesse du vent dans certains endroits a été jusqu'à 10%
inférieure à la moyenne enregistrée sur la période de référence 1991-2020…
Selon le rapport de Copernicus, une réduction de 10% de la vitesse du vent entraîne une baisse de 27%
de la puissance d'une éolienne - qui, par ailleurs, a besoin d'une vitesse
minimale pour produire de l'électricité. »
https://climate.copernicus.eu/esotc/2021/low-winds#
Selon les projections du Groupe d'experts
intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC), la vitesse du vent
au-dessus de l'Europe occidentale, centrale et septentrionale pourrait chuter
jusqu'à 10% au cours des mois d'été d'ici à 2100, sur la base d'un
réchauffement de 1,5°C.
Cela dit avec, les précautions d’usage : les observations actuelles sont sujettes à de nombreuses variations, et il est difficile de les relier au changement climatique
5) Et le bilan carbone ?
« La production d’électricité éolienne et
photovoltaïque se caractérise par une intermittence qui, dans l’état actuel des
capacités de stockage de l’électricité, empêche de s’affranchir des
combustibles fossiles. Ces derniers, quand ils sont importés, pèsent sur la
balance commerciale du pays et alourdissent sa dépendance énergétique. »
Des données internationales situent le bilan carbone de
l’éolien offshore entre de 24 à 47 g CO2/kWh. En ce qui concerne Groix, les
porteurs du projet EOLFI annonçaient 36 g
CO2/kWh. pour le projet pilote, et 24 CO2/kWh
pour le parc définitif.
Considérant l’absence de consensus à ce sujet, la CDPD chargée du débat public sur le projet EOS Méditerranée a commandé une expertise complémentaire réalisée par un expert indépendant. Les résultats indiquent que le bilan carbone de l’éolien flottant commercial se situerait aux alentours de 19 g CO2/kwh. soit un niveau légèrement supérieur au bilan carbone de l’éolien marin posé (entre 14 et 18 g CO2/kwh) ou de l’éolien terrestre (12,7 g CO2/kwh).
Rappelons que le nucléaire est aux environs de 4, jour et nuit, hiver et été. Alors, si, comme souvent, on supplémente l’intermittence par du gaz (400g/CO2/kw.h), ça nous fait à la louche du 330g CO2/Kw.h. Le moins qu'on puisse dire est que le bilan pour la décarbonation de l’électricité n’est pas excellent
L’ensemble de ces considération fait qu’il est difficile de considérer l’éolien off shore , et surtout flottant comme répondant à un intérêt public majeur ; que par contre on voit bien comment il conduit à la destruction de nos plus beaux paysages maritimes, à jeter à bas cinquante ans d’efforts de protection du littoral, à une privatisation de larges espaces maritimes sans équivalent.
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