Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques. Et bien, le ministère ne sait pas trop et ne dispose d’aucune étude impact dans le contexte français !

 La fréquentation des ressources parlementaires réserve quelquefois des bonnes surprises. Ainsi pour cette question écrite posée par la sénatrice Anne-Catherine Loisier le 11/05/2023 : Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques.

Le thème en est le suivant : « Pour produire de l'électricité, les émissions de la combustion du gaz, ainsi que celles du fioul ou du charbon, sont directement corrélées au rendement de l'unité de production concernée. Or il apparaît que la production évitée par les énergies renouvelables se traduit généralement par une modulation de la puissance de ces unités qui affecte directement leur rendement, interdisant ainsi, dans la pratique, des réductions théoriques d'émission qu'elles sont réputées permettre.

Des études, notamment de General Electric, suggèrent même que les émissions de GES des turbines à gaz peuvent augmenter lors d'une baisse supérieure à 50 % de leur régime de fonctionnement. »

Posons le problème plus clairement : un système électrique éolien 40% gaz 60% est probablement autant voir plus émetteur de gaz à effet de serre qu’un système électrique 100% gaz en raison d’un phénomène bien connu des thermiciens : une centrale à gaz utilisée de façon partielle et non optimale émet beaucoup plus de gaz à effet à de serre et de polluants qu’utilisée de façon optimale.

Donc le ministère de la transition écologique dispose-t-il d’une étude d’impact  estimant , dans le contexte français, les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

Le ministère a pris son temps pour répondre – 6 mois… et il n’apporte aucune réponse. Il se contente de rappeler les émissions de CO2 par source d’énergie (48gCO2/kWh pour le photovoltaïque, 18gCO2/kWh pour la biomasse, 14,8g CO2/kWh pour l'éolien en mer, 12,7g CO2/kWh pour l'éolien terrestre et 4g CO2/kWh pour l'hydroélectricité, contre 1001g CO2/kWh pour le charbon, 840g CO2/kWh pour le pétrole et 469g CO2/kWh pour le gaz), d’ailleurs sans mentionner le nucléaire ( 4g CO2/kWh), pourtant la première source d’électricité décarbonée en France.

Ce qui ne répond absolument pas à la question : en tenant compte de l’intermittence éolienne, de combien sont les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

 Donc, on  décide, au nom du défi climatique, de se lancer dans  45 GW d'éolien en mer (90 parcs de Saint-Nazaire Guérande) pour 2050 (et 100GW de terrestre)… et le ministère est incapable de sortir une seule étude d'impact  en chiffrant le bénéfice éventuel en termes d’émissions   de gaz à effets de serre.

0, nada, il n'y en a pas !

https://www.senat.fr/questions/base/2023/qSEQ230506667.html

Contribution du CEREME à La stratégie française pour l’énergie et le climat_18 dec 2023

 Extraits et remarques

1) Le ministère de la transition énergétique n’a joint aucune évaluation environnementale au dossier soumis à la consultation du public alors même que la loi l’y oblige

En vertu de l’article L. 122-4 du code de l’environnement, les plans et programmes relevant du domaine de l’énergie doivent faire l’objet d’une évaluation environnementale. En droit européen, la directive 2011/42/CE prévoit, de surcroît, que les Etats membres sont tenus de mettre à disposition du public l’évaluation environnementale ainsi que les conclusions qu’ils en retirent.

Or, dans le dossier qui a été soumis à la consultation du public, il n’est mentionné à aucun moment que la stratégie française énergie climat a fait l’objet d’une évaluation environnementale, que ce soit par l’Autorité environnementale ou par toute autre institution.

NB : C’est totalement regrettable surtout en ce qui concerner les 45 GW d’éolien en mer à proximité des côtes françaises, qui représentent une menace imminente d’une ampleur inédite pour la vie côtière et des activtés comme la pêche, le nautisme etc.

2) Le dossier soumis à la consultation du public repose sur une méthodologie incomplète

L’article 100-1 du code de l’énergie fixe à la politique énergétique de la France sept grands objectifs : la compétitivité de l’économie française et la création d’emplois, la sécurité d’approvisionnement, la maîtrise des coûts, la lutte contre la précarité énergétique, la contribution à la politique européenne de l’énergie, la préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que la garantie de la cohésion sociale et territoriale.

Le ministère de la transition énergétique n’a nullement tenu compte des objectifs de préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que de garantie de la cohésion sociale et territoriale pour élaborer sa stratégie climat…-La prise en compte de l’objectif de garantie de la cohésion sociale et territoriale aurait, par exemple, très probablement réduit les ambitions gouvernementales en matière d’éolien terrestre, cette technologie étant rejetée par 60% des populations vivant dans des zones rurales.

NB : idem pour l’éolien en mer…

 3) Des chiffres insuffisamment étayés

Ainsi « le ministère reconnait que « les chiffres de consommation et de production de biomasse font l’objet de modélisations en cours de finalisation, dans le cadre la préparation de la SNBC, qui pourront conduire à réviser les trajectoires ci-dessus. ».

Le dossier ne présente aucun graphique de consommation finale d’énergie par secteur, sauf pour la biomasse, dont les chiffres sont sujets à caution.

La faisabilité technico-économique des H2 et e-fuel n’est pas démontrée : Inscrire ces objectifs dans la SFEC 2050 et dans la PPE n’a de sens que si leur prix est acceptable, ce qui requiert pour le H2 qu’il soit produit par une électricité à la fois décarbonée durablement compétitive. Or, le dossier présume cette compétitivité mais sans la démontrer. »

Au total, le ministère reconnaît donc que le dossier présenté au public n’est pas abouti.

4) Les objectifs de production d’énergies renouvelables sont fondés sur des postulats non démontrés, voire erronés

Les affirmations sur la compétitivité ne sont pas étayées: Il est mentionné que « En 2022 et 2023, après plus de 15 ans de soutiens publics à l’émergence d’énergies renouvelables, celles-ci sont pour la plupart devenues compétitives sur notre sol. ». La compétitivité des énergies renouvelables, en particulier les électricités renouvelables intermittentes, n’est ici aucunement démontrée.

En outre, l’intermittence des électricités éoliennes et solaire conduit inéluctablement à des coûts d’investissements complémentaires dans des capacités pilotables pour pallier les périodes durant lesquelles il n’y a ni suffisamment de vent, ni suffisamment de soleil.

Le Cérémé invite le ministère à se référer aux différentes études qu’il a consacré à ce sujet

Le postulat de recettes fiscales supplémentaires générées par l’éolien est contestable :Il est mentionné que l’éolien a « généré 6,5 Md€ de recettes nettes supplémentaires dont 6,2 Md€ cumulés pour l’éolien terrestre au titre de 2022 et 2023. »

« Cette affirmation est d’autant plus inexacte que le ministère ne pouvait ignorer, au jour de lancement de la consultation du public, la décision du Conseil Constitutionnel QPC du 26 octobre 2023 https://www.conseil-constitutionnel.fr/decision/2023/20231065QPC.html par laquelle celui-ci a annulé les dispositions règlementaires qui permettaient d’espérer obtenir des recettes fiscales supplémentaires de la part de la filière éolienne … laquelle a pourtant bénéficié de dizaines de milliards d’euros de subventions publiques pendant deux décennies ! »

Eolien terrestre : Les objectifs de développement de l’éolien terrestre fixés dans le dossier soient très supérieurs aux engagements pris par le Président de la République à Belfort, alors que rien ne le justifie, ni sur le plan climatique, ni sur le plan économique ;

Eolien en mer : L’objectif de 18 GW qui prévoit « d’attribuer de l’ordre de 10 GW supplémentaires d’ici fin 2025, à l’issue de l’exercice de planification des quatre façades maritimes qui sera conduit entre fin 2023 et mi 2024. » est un pari audacieux.

Ce pari audacieux est aussi un pari hasardeux, compte tenu de la sous-estimation des enjeux environnementaux directs (fonds marins) et indirects (flux migratoires aviaires) de l’éolien en mer, sur lesquels la Commission européenne elle-même attire l’attention des pouvoirs publics.

Cet objectif est fondé sur une sous-estimation des coûts de production de l’éolien, a fortiori sur des scénarios qui seront de plus en plus éloignés des côtes et feront donc appel au très onéreux modèle flottant. Onéreux et non complètement maîtrisé au plan technique, une contrainte à laquelle s’ajoutent les difficultés financières de cette filière.

Le Cérémé considère qu’il n’y a pas de nécessité de se précipiter sur une solution aussi hasardeuse reposant en partie sur un facteur de charge moyen retenu par le ministère de 44,4 %, supérieur à la réalité connue de 38 à 40% dans notre pays.

Au final, le Cérémé propose donc de tempérer fortement les capacités prévisionnelles en éolien en mer figurant dans le dossier, au bénéfice de capacités renforcées dans le programme nucléaire.

Solaire : Le Cérémé approuve le développement d’un solaire photovoltaïque industriel « … en privilégiant le développement compétitif sur des espaces déjà artificialisés »… Cette orientation est cohérente avec le recensement par l’Ademe, en 2019, d’un potentiel de 49 GW à ces différents titres, auxquels s’ajoutait un potentiel de 4 GW sur ombrières de parkings, soit un total de 53 GW représentant à soi seul la moitié de l’objectif présidentiel de Belfort en matière solaire.

En revanche, le Cérémé appelle à la prudence concernant les objectifs de développement du solaire en zones naturelles, agricoles, et forestières . Un  objectif  qui « ouvre la porte à une potentielle déstabilisation du monde rural et à des destructions intenses de biodiversité, sans parler de ses impacts paysagers. En tout état de cause, cet objectif mériterait de faire l’objet d’une évaluation environnementale approfondie. »

5) Le potentiel de développement du nucléaire et des énergies renouvelables thermiques n’ait pas été pleinement optimisé.

Nucléaire : Le Cérémé observe que le dossier ne met pas suffisamment en avant auprès du public les avantages décisifs du nucléaire et sa contribution massive à quatre objectifs figurant à l’article L 100-1 du code de l’énergie : une électricité totalement décarbonée, pilotable et donc concourant à la sécurité d’approvisionnement, compétitive et permettant un accès des ménages à une énergie à coût non excessif, et respectant l’environnement.

Le Cérémé désapprouve à ce titre l’orientation de prolonger à seulement 50 ou 60 ans le parc existant.

Le Cérémé désapprouve également le caractère trop prudent de l’orientation sur les EPR2  traduit par la confirmation du programme de construction de 6 EPR2 et la poursuite de l’étude d’un éventuel second palier d’au moins 13GW, correspondant à la capacité de 8 EPR2.

« L’adjectif « Eventuel » ici ajouté au discours de Belfort où il ne figurait pas 5 n’est pas porteur. Il ne donne pas aux filières et branches professionnelles impliquées dans ce programme la visibilité sur le temps long afin qu’elles investissent sur le plan industriel mais aussi sur le plan des compétences, dans un moment où le président d’EDF affirme désormais être en mesure de mettre en service 1,5 EPR2 par ans »

Cet objectif  est éloigné de l’appel d’une vingtaine de pays incluant la France à tripler les capacités le nucléaire dans le monde d’ici à 2050 afin d’obtenir la neutralité carbone à cet horizon.

Le Cérémé demande donc au ministère de mettre son dossier en accord avec les nécessités ainsi reconnues, et de s’engager plus nettement dans les axes suivants : remotoriser, prévoir la prolongation à 70 ans de la majorité des réacteurs existants, lancer un programme massif de construction d’EPR 2 sur la base d’une mise en service de 1,5 réacteurs par an à partir de 2035 ou 2036.

Le Cérémé déplore, enfin, le manque de fermeté et le manque d’engagement du dossier concernant la fermeture du cycle du combustible, souhaitable à la fois au plan technique, économique et environnemental.

Géothermie : Le dossier ne témoigne pas d’un intérêt élevé pour les PAC géothermiques, ce qui n’est pas cohérent avec les publications du ministère 7: 10 TWH en 2030 sont trop éloignés du potentiel officiel de 100 TWH en 2050, qui représenterait près de 10% de la demande en énergie finale.

Production de chaleur et biomasse ; Le potentiel volontariste de chaleur renouvelable affiché pour les échéances si proches de 2030 et 2035 en p. 55 pourrait manquer de réalisme. En effet, si l’on excepte les déchets, le potentiel de biomasse accessible à ces échéances n’a pas encore été consolidé, étant rappelé que nos forêts doivent être exploitées en privilégiant des utilisations en bois d’oeuvre. Et il serait fâcheux pour notre empreinte carbone de recourir à des importations.

Le virage d’ENEL : moins d’énergies variables intermittentes, plus de nucléaire

 Enel (Ente nazionale per l'energia elettrica) était, jusqu'à sa privatisation en 1999, la société nationale italienne d'électricité ; elle reste le principal producteur d'énergie électrique du pays. Elle est également devenue un groupe italien multiservice (électricité, eau, gaz), tout en étant un des poids lourds de la production électrique à l'échelle mondiale, avec 283,1 TWh d'électricité et 7,8 milliards de mètres cubes de gaz vendus en 2014. ( NB EDF : 431,7 TWh)

Et ENEL effectue une manœuvre brutale dans le domaines des ENR !

Enel, 22 novembre 2033 : le géant italien Enel freine sa course aux énergies renouvelables

https://www.connaissancedesenergies.org/afp/le-geant-italien-enel-freine-sa-course-aux-energies-renouvelables-231122#

Sous l'égide de son nouveau PDG Flavio Cattaneo, le géant italien de l'énergie Enel compte ralentir ses investissements dans les énergies renouvelables dans les trois ans à venir, préférant se concentrer sur la rentabilité.

"Les investissements dans les énergies renouvelables ne seront retenus que s'ils créent de la valeur", a fait valoir M. Cattaneo lors de la présentation de son plan stratégique 2024-2026 à Milan. La rentabilité des investissements dans les énergies renouvelables "n'est pas celle attendue, mais plutôt inférieure aux attentes"

En matière d'énergies renouvelables, les décisions d'investissement seront "plus sélectives en se concentrant sur l'éolien terrestre, le solaire et les batteries de stockage", selon le groupe. Ce virage amorcé par Enel survient dans le sillage de décisions similaires prises par les géants pétroliers Shell et BP qui sont revenus en partie sur des engagements pris en matière de transition énergétique. –

NB : donc pas d'éolien offshore ?

"Maximiser la rentabilité" - M. Cattaneo s'est également montré ouvert à un rôle croissant du groupe dans le développement de l'énergie nucléaire de nouvelle génération. "Nous exploitons des centrales nucléaires en Espagne et en Slovaquie et avons des décennies d'expérience dans ce secteur. S'il y a une entreprise prête à partir demain matin, c'est bien Enel", a-t-il affirmé.

« En matière d'énergies renouvelables, les décisions d'investissement seront "plus sélectives en se concentrant sur l'éolien terrestre, le solaire et les batteries de stockage", indique Enel.

Et pourtant, au début de l’année

Enel , 30 janvier 2023 : ENEL accélère dans les énergies renouvelables

« Malgré une année marquée par des «conflits géopolitiques», Enel Green Power «poursuit sa croissance avec l'objectif ambitieux d'atteindre 75 gigawatts de capacité d'énergies renouvelables» d'ici 2025, a commenté Salvatore Bernabei, patron de cette filiale d'Enel spécialisée dans les énergies renouvelables. »

https://www.lefigaro.fr/flash-eco/l-italien-enel-accelere-dans-les-energies-renouvelables-20230130

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

 Résumé : Le rapport de la Cour des comptes d’octobre 2023 sur le soutien public aux parcs éoliens terrestres et maritimes suit celui de 2018, qui avait eu un certain retentissement et provoqué la Commission Parlementaire d'enquête sur les ENR (Commission Aubert) et ses révélations. Le cru 2023 met toujours en exergue un fort décalage entre les ambitions affichées et les politiques suivies, ainsi qu’un certain nombre d’aberrations, voire de scandales.

Extraits et commentaires de PIEBÏEM (Préserver l’Identité Environnementale de la Bretagne sud et des Îles contre l’Eolien en Mer) :

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 500mètres 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.

Dans un rapport corrosif, la Cour des Comptes s'alarme du décalage entre les politiques mises en oeuvre et les ambitions affichées par le gouvernement. Elle passe au crible le résultat des politiques engagées depuis 2017 pour éliminer les freins au développement de l'énergie éolienne terrestre et maritime. Et elle s'inquiète de politiques publiques qui ne permettront pas, en l'état, de répondre aux objectifs que le gouvernement s'est lui-même fixés – soit parce qu'elles restent engluées dans un écheveau administratif « incompréhensible », soit par défaut de pilotage.

Commentaire : prendre du retard dans le développement de l’éolien, qui est climatiquement nul, inutile pour la production électrique, dangereux pour la stabilité du réseau, ravageur de nos paysages, de nos littoraux et de leur biodiversité, économiquement et socialement insoutenable, c’est prendre de l’avance dans la décarbonation efficace de nos sociétés. On ne peut que s’en réjouir !

Malgré son tropisme pro ENR, la Cour des comptes livre quelques aspects étonnants, réjouissants ou scandaleux de la politique énergétique pro-ENR

Extraits

1) Fixation des objectifs ENR : de l’art de se tirer une balle dans le pied !

« La France n’a pas atteint la cible fixée par la directive 2009/28/CE : la consommation finale d’énergies renouvelables (électriques et chaleur) s’est élevée en 2020 à 307 TWh. Sa part de 19,1 %

dans le total, en hausse de 10 % par rapport à 2005, se situe en dessous de l’objectif de 23 %. Il faut noter que la France avait accepté des objectifs d’implantation des ENR plus ambitieux que ceux de la plupart des autres pays, alors même que son mix électrique est fortement décarboné et que le retard dans l’atteinte de ses objectifs n’est pas imputable au seul mix électrique, et notamment pas au seul secteur éolien, mais aussi à la trop faible baisse de la consommation globale d’énergie, chauffage et transports inclus »

« À la fin de 2022, les capacités éoliennes développées en France représentaient au total 20,9 GW, soit environ 80 % de l’objectif visé pour 2023 dans la PPE, et avaient assuré 8,3 % de la production électrique nationale. Seul pays européen à ne pas avoir atteint les objectifs de la directive de 2018, la France doit acheter des « droits statistiques » pour des sommes importantes et encourt en outre des sanctions financières »

Commentaire : Il est temps d’en finir avec les objectifs en ENR (et surtout de surjouer les bons élèves de la classe européenne) pour s’en tenir à des objectifs de décarbonation, qui sont les seuls sensés pour répondre au défi climatique. Les objectifs ENR, c’est le résultat du travail des lobbys ENR !

2) Aucun contrôle des comptes des parcs éoliens depuis 2013… Et quelques magouilles

« Malgré les recommandations des rapports précédents de la Cour, l’économie des parcs éoliens reste mal connue : depuis l’étude réalisée par la CRE en 2014, ni cette dernière, ni la DGEC, ni EDF OA, ni l’Ademe n’ont conduit d’analyses sur des données réelles et comptables provenant d’un échantillon suffisant de parcs…. « Le dispositif de dépôt des comptes des installations n’a pas été mis en place ; depuis l’étude de la CRE, donc depuis 2013, ni la DGEC, ni EDF OA n’ont demandé une seule fois ses comptes à un parc éolien en exploitation » !

D’où la recommandation ferme de la Cour des Comptes : organiser un contrôle annuel des coûts et de la rentabilité des parcs !

Commentaire : on croit rêver ! Et évidemment sur cette absence de contrôle et les trous de la législation prospèrent les magouilles des margoulins de l’éolien. Ainsi :

« Certains parcs ont pu échapper à l’obligation de reverser le produit des ventes réalisé au-delà du tarif de soutien. D’une part, des résiliations de contrat anticipées ont permis à certains parcs de profiter de prix de marchés supérieurs au tarif garanti. D’autre part, une clause de plafonnement des avoirs a pu limiter le volume des compléments de rémunération négatifs à verser à l’État. Des modifications de la réglementation ont mis fin à ces effets d’aubaine en 2022 et 2023. Pour autant, le manque à gagner pour l’Etat qui en a résulté s’élèverait à 767 M€ pour le seul 1er trimestre 2022. »

« La délibération de la CRE du 13 juillet 2022 relative aux charges de service public pour 2023 relève : « sur la base des données remontées par des acheteurs obligés, il apparaît que certains producteurs ont choisi de résilier leur contrat d’achat ou de complément de rémunération avant sa date d’échéance pour bénéficier des hauts niveaux de prix de gros de l’électricité ». La délibération du 3 novembre 2022 estime le volume des installations concernées, , qui appartiennent principalement aux filières éoliennes et hydrauliques, à 3,7 GW. Dans la délibération précitée, la CRE a estimé le manque à gagner potentiel pour l’Etat, et donc l’effet d’aubaine pour les producteurs, entre 6 Mds€ et 7 Mds€. La CRE a dénoncé cet effet d’aubaine, alors que les installations concernées n’ont pu être développées que grâce à la garantie et au soutien financier de l’Etat »

Commentaire : La CRE a fait les gros yeux mais n’a pris aucune sanction. Elle n’avait apparemment aucun texte sur lequel s’appuyer pour le faire, c’est ballot !

3) Des éoliennes à moins de 500 mètres des habitations : pas de problèmes pour la Cour des Comptes !

« Jusqu’à la loi Grenelle II qui a soumis l’éolien terrestre au régime des installations classées et à l’obligation de respecter un éloignement de 500 mètres avec les habitations, les parcs éoliens terrestres n’étaient pas régis par une règle de distanciation particulière avec les habitations. Dans une région comme la Bretagne, la règle des 500 mètres constitue un défi pour le renouvellement des premiers parcs mis en service entre 2000 et 2011. Dans le département du Finistère, par exemple, 83 % des éoliennes sont en deçà de 500 mètres des habitations et 55 % dans l’ensemble de la région Bretagne. Cette situation n’étant pas la seule en France, d’autres régions sont exposées à un risque de diminution brutale de la capacité installée lors de l’arrivée en fin de vie des parcs actuels. En cohérence avec les objectifs de la politique énergétique, la réglementation devrait prévoir la possibilité, pour les seules installations déjà existantes avant 2011 et situées à une distance raisonnable des habitations, de déroger à la règle des 500 mètres, sous réserve d’une limitation de la dimension des équipements réimplantés »

« Recommandation : Pour le renouvellement des parcs éoliens installés avant 2011, permettre de déroger à la règle de 500 mètres des habitations »

Commentaire : Pour l’éolien terrestre comme pour l’éolien en mer, la Région Bretagne veut jouer aux bons élèves. Pas sûr que les Bretons apprécient. Une mesure tout simplement scandaleuse !

4) Eolien en Mer : une bonne nouvelle : l’organisation actuelle ne saurait répondre au défi de développement des 50 parcs d’ici à 2050

« La définition par l’État des espaces destinés à l’éolien maritime est soumise à des délais excessifs qui pèsent sur la capacité de l’administration à engager le processus des appels d’offres à un rythme compatible avec les objectifs ambitieux de la politique énergétique »

« Les documents stratégiques de façade (DSF) définissent des zones de vocation très larges reposant sur une logique de répartition des usages de la mer (pêche, tourisme, énergie) sans zonages géographique fins. Ces « macrozones » ont un périmètre si large qu’il est difficile d’en déduire des volumes d’une part et des localisations d’autre part. En outre, ces documents ne traitent pas de la planification des raccordements des parcs éoliens en mer alors qu’il s’agit d’une donnée majeure à articuler avec l’identification des zones et des capacités à installer »

« Le discours de Belfort de février 2022 ayant fixé un objectif de 40 GW d’ici 2050, l’État s’est engagé, dans le pacte éolien passé en mars 2022 avec la filière, à viser un volume minimal d’attribution d’appels d’offres de 2 GW/an dès 2025. Ce volume doit lui permettre d’atteindre 20 GW attribués en 2030, 18 GW en service en 2035 et 40 GW en 2050…Ces objectifs paraissent difficiles à atteindre. Le cumul des projets déjà attribués et ceux des projets en cours non attribués reste inférieur à 8 GW. »

Au regard de ce qui précède, l’organisation actuelle ne saurait répondre au défi de développement des 50 parcs d’ici à 2050 »

Commentaire : eh ben voilà une bonne nouvelle, pour une technologie de production aléatoire, à forte variabilité, à coût exorbitant, avec une menace majeure sur la biodiversité côtière et qui annihile cent ans d’effort de protection de nos littoraux et supprimerait une bonne partie de la pêche côtière artisanale, la plus respectueuse des ressources naturelles.

Les Documents Stratégiques de Façades révèlent un manque de connaissance détaillée des fonds marins, pourtant indispensable. . « À quoi rime, dans ce cas, le lancement prématuré d'appels d'offres, annoncés en grande pompe, alors qu'aucun répondant ne peut estimer, faute de cartographie détaillée, le coût réel de son projet ni celui de son raccordement au réseau ? » (https://www.lepoint.fr/politique/developpement-de-l-eolien-la-cour-des-comptes-decrit-un-paquebot-sans-pilote-17-10-2023-2539678_20.php)

5) La renégociation des tarifs de l’éolien en mer : « le bilan financier de la négociation ne peut toutefois être établi. » Sic !

« La renégociation des tarifs des six parcs éoliens en mer attribués en 2012 et 2014, qui s’est déroulée en 2018, a donné lieu de part et d’autre à des concessions dont, au profit des exploitants, la gratuité de l’implantation sur le domaine public et la prise en charge par la collectivité des coûts de raccordement au réseau de transport. Il reste que l’importance de l’enjeu financier nécessite une surveillance de l’économie de ces parcs organisée dans la durée. A cet égard, les appels d’offre pour l’éolien en mer devraient dans tous les cas prévoir un tarif de référence au-delà duquel les recettes reviennent à l’Etat. »

« Les nouveaux tarifs issus de la négociation s’étagent entre 131 € et 155 €, soit une baisse comprise entre 28,3 € et 65 € selon les parcs, s’élevant en moyenne à 45,55 €. Elle a eu pour contrepartie des concessions au profit des exploitants, dont les principales sont :

- La renonciation de l’Etat à percevoir des redevances d’occupation du domaine public ;

- La suppression de la part fixe dans la formule d’indexation du tarif, qui fait passer de 60 % à 100 % la part qui est indexée ;

- La prise en charge des coûts de raccordement par RTE ;

- La suppression dans les contrats de la clause de prévention d’une rentabilité excessive. »

« Il n’est pas possible d’apprécier si leur effet sur le LCOE est inférieur ou supérieur à la baisse du tarif, autrement dit si les producteurs ont réellement fait des concessions, et notamment répercuté sur le tarif la baisse des coûts de construction, celle des taux d’intérêts ou d’autres facteurs d’amélioration de la rentabilité. La question se pose notamment pour le transfert du coût du raccordement, qui représente une part de l’investissement total d’environ 10 % et se traduit pour RTE par une dépense nouvelle qui, pour les 6 parcs concernés, s’élève à 1 734 M€ .

Deux concessions sont de nature à déséquilibrer dans le temps le résultat de cette négociation. D’une part, l’indexation à 100 % du tarif, alors que plus de la moitié du LCOE résulte de l’investissement initial, lequel n’est plus exposé à l’inflation une fois le parc construit, pourrait entraîner des rentabilités élevées, à proportion de l’intensité et de la durée de la hausse des prix114, et en fonction de l’évolution, sous l’effet de l’inflation, ces coût de maintenance ; d’autre part, la suppression de la clause de prévention des surrentabilités (dites surcompensation) va être un obstacle à leur récupération par l’État.

Au total, la renégociation a fait passer la moyenne du tarif par MWh des six parcs de 185,55 € à 140 €. Cette baisse de 45,55 € a fait diminuer de 500 M€ par an, soit 10 Mds€ sur 20 ans le coût des soutiens publics. Le coût des concessions faites en contrepartie ne pouvant être déterminé par avance, le bilan financier de la négociation ne peut toutefois être établi…

Les tarifs issus de la négociation sont très supérieurs à ceux qu’on observait à la même époque dans d’autres pays européens. Par exemple, dès septembre 2017, une étude de l’Ademe faisait état de résultats d’appels d’offres à 72€/MWh et 64€/MWh aux Pays-Bas (Borssele) et au Danemark (Vesterhav) »

Commentaire : Il ressort des commentaires prudents de la Cour des Comptes que cette renégociation des tarifs initiaux de l’éolien en mer, présentée comme une grande victoire par le gouvernement de l’époque ( on allait voir ce qu’on allait voir, on ne va quand même pas se laisser voler par les promoteurs éoliens »….) était en fait un marché de dupes, et même pire ! Déjà dans l’immédiat, et de plus en plus au cours du temps ? Margoulins de l’éolien bat France par KO !

6) Eolien en mer et législation : toujours plus de facilités pour les promoteurs mais des actions restent possibles

Priorité d’installation en zone économique exclusive plutôt que dans le domaine public maritime : » Les projets éoliens en mer ne sont pas soumis au régime des ICPE. Ils sont situés dans le domaine public maritime ou en zone économique exclusive (ZEE). La loi AER (article 56) prévoit que désormais, les projets éoliens offshore doivent s’établir prioritairement dans la ZEE. »

Commentaire : c’est une simple recommandation, pas une obligation. Qui ne concerne pas les parcs en discussion, mais non débutés.

L’autorisation environnementale : encore plus d’accélération : « Il en résulte une simplification du régime des autorisations pour l’éolien maritime situé en ZEE et dans le domaine public maritime qui sera donc soumis au dispositif de l’autorisation environnementale qui, en outre, inclut dans son périmètre l’arrêté approuvant la convention d’occupation du domaine public. Outre la simplification de procédure qui résulte de ces nouvelles dispositions, le nouveau régime devrait permettre de réduire le nombre de contentieux relatifs à un même parc. Actuellement, les recours concernent, pour chaque parc, à la fois l’autorisation environnementale et la convention d’occupation du domaine public. »

« Jusqu’à la loi du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance dite loi ESSOC, le titulaire d’une autorisation pour un parc éolien en mer (DPM et ZEE) devait déposer une nouvelle autorisation dès lors que son procédé technologique avait changé entre le moment où il avait été

désigné et celui où il engageait les travaux. Désormais, les diverses autorisations fixent et tiennent compte des caractéristiques variables dans lesquelles les projets pourront évoluer.

Recommandations de la Cour : « Dans le cadre de l’instruction des demandes d’autorisation environnementale sur les projets éoliens, supprimer le caractère suspensif des demandes complémentaires d’informations dans la computation des délais réglementaires applicables. »

Mais des actions toujours possibles :

« La question de l’insertion paysagère des projets cristallise les oppositions locales et motive près de 70 % des recours. La loi AER du 10 mars 2023 (article 2) introduit la notion d’effets de saturation visuelle parmi les éléments dont l’autorisation environnement doit tenir compte. La notion de paysage donne lieu à une appréhension floue, souvent subjective car non définie de façon précise dans le code de l’environnement »

Commentaire : il n’y a pas que ça. L’arrêt Combray/ Proust du Conseil d’Etat (4 octobre 2023) autorise la prise en compte du patrimoine immatériel dans les autorisations de parcs éoliens. Cette décision devrait pouvoir s’appliquer à des vues immortalisés par certains peintres, comme les aiguilles de Port Coton de Belle-Île, immortalisées par Manet, un paysage marin qui serait complètement saccagé par la zone industrielle éolienne Bretagne Sud.

« Si des espèces protégées ou des espèces d’intérêt patrimonial sont identifiées dans la zone d’étude et si l’atteinte aux espèces protégées est suffisamment caractérisée, les porteurs de projet doivent obtenir une dérogation à l’interdiction d’atteinte aux espèces protégées. Selon les informations données par la DGPR, un nombre croissant d’autorisations sont attaquées sur la dérogation des espèces protégées et sont in fine annulées.

Selon la direction générale de l'aménagement, du logement et de la nature (DGALN) environ 20 % des parcs autorisés sur la période 2016/2018 ont fait l’objet d’une dérogation « espèces protégées ».

Elle ajoute qu’il est vraisemblable qu’au vu du renforcement de la jurisprudence, et du fait que le développement éolien concerne désormais davantage de sites à enjeux de biodiversité, ce pourcentage « augmente très sensiblement ».

Commentaire : cela concerne au plus haut point la ceinture les parcs éoliens en Mer Bretagne Sud et la trentaine de zones industrielles éoliennes prévues le long des côtes bretonnes, situées dans un couloir majeur de migrations transcontinentales pour les oiseaux et les cétacés.

7) Compensation des externalités négatives pour l’éolien en mer : le problème de la pêche

« Les pêcheurs en mer voient leurs zones de pêche potentiellement perturbées par l’implantation de parcs éoliens maritimes. La compensation de cette externalité négative peut contribuer à l’acceptabilité des projets et donc à la réalisation des objectifs de la PPE. Elle prend la forme de contributions significatives des parcs aux organisations professionnelles de la pêche. Néanmoins, elle se heurte en général à la difficulté de chiffrer les externalités et d’identifier les ayants droits »

Commentaire : très timide progrès, ce chapitre n’était jamais abordé auparavant. La Cour des Comptes Européennes dans son dernier rapport a été plus directe : « Nous avons constaté que le conflit entre ces deux secteurs (les Energies Marines renouvelables et la Pêche) restait sans issue… Il existe un risque de perte d’emplois dans le secteur de la pêche en raison de la croissance de celui des EMR.. À notre connaissance, la Commission n’a encore jamais quantifié les principaux effets économiques qu’aurait le développement des Energies Marines Renouvelables sur la pêche »

Remarque très pertinente de la Cour des Comptes françaises : les « compensations » jusqu’à présent vont à des organismes professionnels pas toujours représentatifs et non pas vers ceux qui en auraient le plus besoin. Et cela entretient une très forte colère chez les pêcheurs concernés.

8) Fonds de développement territorial : avertissement de la Cour des Comptes

Des fonds dont une gestion et des critères rigoureux conditionnent l’efficacité : « Le cahier des charges de l’appel d’offres en mer « AO4 » (Centre-Manche) oblige les candidats à allouer 10 M€ à un « fonds de développement territorial » destiné à financer des « mesures de développement territorial ». Il s’agit en fait d’aides financières qui doivent bénéficier à des activités situées dans la région Normandie. Pour parer le risque de requalification en aide d’État, elles doivent être inférieures aux seuils « de minimis » ou viser des activités bénéficiant d’exemptions : éducation, recherche, culture, sport et même « plateformes d’information et de réseau visant à résoudre directement les problèmes de chômage et les conflits sociaux au sein de la région Normandie ». Ce fonds aux critères étendus coexiste avec un « fonds biodiversité » d’un montant plus important.

Il apparaît, au vu de ces exemples, qu’une vigilance doit accompagner la mise en oeuvre de tels dispositifs : d’une part, leur exécution doit respecter les règles qui régissent les dépenses publiques ; d’autre part, des objectifs et un ciblage pertinents conditionnent leur efficacité. Dans le cas des fonds décrits ci-dessus, l’aire géographique est vaste et les champs thématiques paraissent trop peu précis. Le MTECT souligne qu’il s’agit de projets « strictement liés au parc éolien en mer ». Le respect de ce critère ainsi que des stratégies de développement territorial bien structurées seront nécessaires pour prévenir le risque d’un impact faible ou mal ciblé. »

Commentaire : il s’agit de « bonnes oeuvres » (en fait du financement de la propagande) des promoteurs éoliens pour se concilier la société civile et le silence de ceux qui pourraient s’opposer à leurs projets : scientifiques, éducateurs, activités nautiques, sociétés de protection de la nature. La Cour rappelle qu’il y a des règles…

9) Quand la Cour des comptes appelle à renoncer à la compétitivité…

« Des clauses de compétitivité à l’utilité contestable. Dans le cadre des procédures de mise en concurrence, les pouvoirs publics doivent arbitrer entre obtenir le volume de puissance le plus important possible pour satisfaire les objectifs de développement des EnR et limiter les impacts sur les dépenses publiques en éliminant les offres les moins compétitives.

Les choix retenus révèlent des stratégies variables selon les périodes. À deux reprises au cours de l’appel d’offres CRE4, le ministre a privilégié le volume en ajoutant des lauréats supplémentaires à la liste proposée par la CRE, malgré l’impact de ce choix sur le tarif moyen pondéré (68,7 €/MWh au lieu de 66,9 €/MWh pour la deuxième période et 62,9 €/MWh au lieu de 62,2 €/MWh pour la cinquième période).

La logique des clauses de compétitivité introduites à partir de la quatrième période de l’appel d’offres CRE4 est inverse puisqu’elle privilégie l’élimination des offres les moins compétitives au détriment le cas échéant du volume attribué. Ces clauses sont actionnées de façon automatique lorsque la puissance cumulée des offres conformes représente moins que la puissance appelée. Elles conduisent à l’élimination des offres les moins bien notées dans la limite de 20 % de la puissance cumulée des offres conformes.

Par ailleurs, les critères de déclenchement de la règle de compétitivité apparaissent discutables dans un contexte de sous-souscription : l’application des clauses de compétitivité a un effet couperet conduisant à éliminer des offres proposant des prix proches des offres retenues. La Cour relève du reste que la CRE a renoncé à mettre en oeuvre la clause de compétitivité lors du dernier appel d’offres pour ne pas dégrader encore le faible volume de puissance attribuée (54 MW / 925 MW appelés). »

Commentaire : mais quel aveu ! Les producteurs éoliens (même en mentant sur les coûts réels) sont incapables de proposer suffisamment de projets compétitifs pour répondre aux appels d’offre. Alors, on renonce à la compétitivité, open bar pour les promoteurs, le contribuable et les consommateurs paieront pour cette folie idéologique !

10) Eolien en mer : le soutien au raccordement au réseau : des charges croissantes à venir

« Les dépenses de raccordement des parcs éoliens en mer ont été jusqu’à présent assez limitées du fait des délais de mise en service. Elles ont atteint 28,6 M€ en 2019 et 170,4 M€ en 2020 et 244 M€ en 2021. Elles devraient augmenter de façon importante dans les prochaines années. L’estimation totale des coûts de raccordement pour les projets en cours et futurs est située dans une fourchette de 7,7 Md€ à 10,1 Md€. Ils varient sensiblement d’un projet à l’autre selon de multiples facteurs liés à l’éloignement des côtes, la profondeur et la nature des fonds marins. »

Commentaire : un avertissement de la Cour à prendre très au sérieux ! Rappelons que justement, depuis la mirifique renégociation de 2018, le coût du raccordement en mer n’est plus à la charge des promoteurs éoliens, mais à celui de l’Etat. C’est ballot !

11) Avertissement de la Cour des Comptes à propos de l’éolien flottant : l’ éolien flottant ne constitue pas encore une technologie mature

« L’éolien flottant ne constitue pas encore une technologie mature et n’a pas été encore déployé de façon industrielle bien qu’il existe à ce jour deux fermes commerciales flottantes, en Ecosse (30 MW) et en Norvège (56 MW). Des expérimentations ont donc été jugées nécessaires. »

« Les fermes pilotes bénéficient à ce titre d’aides à l’investissement dans le Programme d’investissements d’avenir à hauteur de 300 M€ dont une partie sous forme d’avances remboursables et d’une aide au fonctionnement sous la forme d’un tarif d’achat garanti de l’électricité pendant 20 ans.

Le tarif a été fixé par l’arrêté du 9 avril 2020 à 240 €/MWh. L’article 4 de l’arrêté de 2020 prévoit que les conditions du tarif d’achat font l’objet d’un réexamen au bout de dix ans pouvant conduire, dans l’hypothèse d’un TRI projet supérieur à 8,5 % à un partage des bénéfices avec l’État. Ce dispositif de soutien est potentiellement très coûteux pour l’État. La CRE a estimé à 1,6 Md€ les charges de service public liées aux fermes éoliennes pilotes (100 MW), soit le triple des charges prévues pour le parc de Dunkerque de 600 MW (542 M€). »

« Parallèlement à la mise en place de ces fermes pilotes dont la mise en service est prévue en 2023, l’État a lancé deux dialogues concurrentiels pour des éoliennes flottantes en sud Bretagne (2021) et en Méditerranée (2022). À la différence des fermes expérimentales, ces procédures concernent des projets commerciaux. Le niveau de soutien ne sera pas fixé par arrêté ministériel mais, comme pour les autres parcs commerciaux depuis Dunkerque, par la procédure d’appel d’offres et sous forme de complément de rémunération »

Commentaire : l’éolien flottant n’est pas mature, les fermes pilotes coûteront bonbon… mais on se lance dans des projets industriels… ) Grégoire de Saivre, responsable du département éolien offshore de Total Energies devant l’OPECST ( 2 février 2023) , Estimer les coûts de construction d’une filière qui n’est pas mature sur une période de 8 à dix ans ; impossible c’est une boule de cristal.

12) Eolien en mer : attention aux niveaux de soutien et aux types de contrats

« Des niveaux de soutien en forte baisse pour l’éolien posé : Depuis les appels d’offres de 2011/2012, deux nouveaux parcs ont été attribués : celui de Dunkerque (AO3) pour 500 MW et celui de Centre-Manche 1 (AO4) pour 1000 MW. Les procédures se sont caractérisées par un niveau accru de concurrence (11 candidats recevables pour Dunkerque, six pour Centre-Manche et une baisse significative des niveaux de soutien. En effet, les offres retenues s’élèvent respectivement à 44 €/MWh (tarif de référence) pour Dunkerque (soit 53 €2022/MWh) et 44,9 €/MWh pour Centre-Manche 1, bien en deçà des tarifs plafond (respectivement 90 €/MWh et 75 €/MWh). S’agissant de Centre-Manche , la CRE a jugé qu’en dépit des risques de dégradation de la rentabilité pesant sur le projet, le tarif proposé par le lauréat n’était pas manifestement sous-évalué »

Commentaire : Quelle lucidité de la Cour des Comptes ( c’est ironique )! Celle-ci (le rapport a-t-il été rédigé avant) n’a visiblement pas vu venir les défaillances en série des industriels éoliens en Europe ( Siemens, Oersted, Vestas, GE), ni, spécifiquement pour l’éolien marin, la longue litanie des demandes de réévaluation des tarifs, des annulations de projets, des appels d’offres infructueux (USA, UK…). Donc, tout faux !

« Aux Pays-Bas, les appels d’offres imposent l’absence de soutien et ne prévoient que des critères qualitatifs pour départager les candidats. Les entreprises qui font ces offres espèrent profiter pleinement de la hausse des prix de l’électricité sur le marché européen. Ces contrats ne sont donc avantageux pour la collectivité que s’il existe un risque réel de voir les prix de marché redevenir durablement inférieurs au prix d’équilibre des installations. Dans tous les autres cas, il existe un risque d’accorder un droit d’exploiter une rente sur le domaine public. La Cour appelle donc à rester vigilent sur ce type de contrat et à privilégier le mécanisme du complément de rémunération qui permet à la collectivité de profiter aussi de la hausse des prix de marché »

Commentaire : là encore, quel aveu ! L’éolien marin ne sera rentable qu’en cas de très forte hausse des prix de l’électricité. Et la Cour appelle à se défier de mécanismes sans fonds de soutien réclamés par certains promoteurs éoliens mais veut que la collectivité profite aussi de l’élévation des coûts de l’électricité ! C’est qui la collectivité ? Visiblement pas les consommateurs d’électricité, ni les artisans, ni les industriels…

Pour un résumé

Florilège du rapport sur le soutien public aux parcs éoliens terrestres et maritimes de la Cour des Comptes

https://factuel.media/blogs/blog-articles/florilege-du-rapport-sur-le-soutien-public-aux-parcs-eoliens-terrestres-et-_ba_20600321

Eric Sartori pour PIEBÎEM

https://piebiem.webnode.fr/contact/

 https://www.facebook.com/groups/pebiem 

Colloque National Eolien, 5 octobre 2035 : beau cadeau de l’Etat pour les promoteurs éoliens !

 Le Colloque National éolien 2023 organisé par France Renouvelable (le lobby français de l'éolien, anciennement France Energie Eolienne, mais qui n'ose apparemment plus se réclamer ouvertement de l'éolien !) a été l'occasion d'un beau cadeau de l'Etat. Face à la dérive des coûts (encore plus prononcé pour l'éolien off shore) et à leurs mensonges sur ces coûts, ils ont obtenu de pouvoir refaire leurs copies avec toutes les garanties et sans pénalités.

Agnès Panier Runacher : "J'ai décidé d'une mesure générale de recandidature dans les appels d'offres à venir pour les projets n'ayant plus la rentabilité suffisante. Ils pourront se représenter "sans pénalité et sans prélèvement »

Pour débloquer les projets de parcs éoliens déjà lauréats d'appels d'offres mais piégés par un tarif apparaissant aujourd'hui trop bas, Agnès Pannier-Runacher leur a donc cédé sur toute la ligne et accordé tout ce qu'ils demandaient : possibilité de candidater de nouveau et de façon sécurisée, par exemple lors de la prochaine session en décembre ou même à l'occasion de l'appel d'offres technologiquement neutre de la semaine prochaine.

Entre 1 et 1,4 GW seraient concernés. Les développeurs éoliens souhaitent de la part de la ministre de la Transition énergétique un feu vert réglementaire assurant notamment que les pénalités financières pour non construction ne seront pas appelées par les préfectures. Certains espèrent aussi pouvoir présenter à nouveau des dossiers de parcs déjà en construction.

Il faut interdire les colloques national éolien, année après année, ils nous coûtent trop cher…

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

 Ref : The Critical Role of Inertia, Oxford Institute for Energy Studies, September 2023

L’inertie, un service réseau essentiel historiquement assuré par la production...

Au cours du siècle dernier, presque tous les réseaux modernes ont dépendu de grandes centrales électriques centralisées avec des turbines tournantes, alimentées par des combustibles fossiles et, dans certains cas, nucléaires et hydroélectriques. Ces turbines génèrent des quantités prodigieuses d’électricité ainsi que d’énormes quantités d’inertie, contribuant ainsi à stabiliser le réseau. Plus le volume d’électricité fourni à partir de ces sources est important, plus l’inertie est grande

Ces réseaux avec une inertie importante peuvent absorber des perturbations même violentes et sont beaucoup plus fiables que les réseaux qui disposent de moins de turbines (volant d’inertie) en rotation.

Pourquoi l’inertie est essentielle à la fiabilité des réseaux ? La fréquence de conception de tous les réseaux électriques mondiaux est de 50 Hz5 ou 60 Hz. Pour maintenir la fréquence à ce niveau stable prédéterminé, un équilibre précis entre la production et la consommation dans l’ensemble du système est nécessaire. L’objectif pour le « fonctionnement normal » est que la fréquence soit maintenue à moins de 0,1 Hz de sa valeur nominale.

 

Ø  Si la fréquence s’écarte de la plage de 0,5 Hz par rapport au niveau nominal, dans la plupart des réseaux, le système passe en « mode de fonctionnement d’urgence » et peut subir des pannes partielles, planifiées et non planifiées.

 

Ø  Si la déviation devient encore plus grave, elle peut provoquer une défaillance et une panne du système, avec une perte complète de l’alimentation électrique. Une telle situation peut prendre beaucoup de temps à rétablir, avec des conséquences extrêmes tant sur le plan économique que sur le bien-être humain.

Et qui n’est plus assuré par les réseaux à fort pourcentage d’ENR !

Dans de nombreux pays, il existe des pressions politiques et technologiques pour reconfigurer les réseaux électriques de manière à réduire le rôle des grandes turbines tournantes. Ces changements comprennent une plus grande décentralisation de l’approvisionnement en électricité, par exemple par le biais d’un passage aux micro-réseaux et au photovoltaïque sur les toits qui fonctionnent localement.

Surtout, de nombreux réseaux se tournent vers des approvisionnements éoliens et solaires qui ne fournissent généralement pas d’inertie. Les éoliennes, lorsqu’elles tournent, sont rarement synchronisées avec le réseau et n’offrent donc pas d’inertie. Les systèmes solaires photovoltaïques fournissent de l’électricité via des processus électroniques qui n’impliquent ni turbines ni inertie.

Ces deux tendances – la décentralisation et des rôles beaucoup plus importants pour les énergies renouvelables – ont également conduit de nombreux opérateurs de réseau à installer un nombre croissant de systèmes de stockage par batterie, qui sont des dispositifs électroniques qui ne fournissent pas non plus intrinsèquement d’inertie.

Or, le maintien et la contrôlabilité de la fréquence du réseau est donc primordial dans tout système électrique. L’inertie d’un réseau, globalement, est mesurée en gigawatt/secondes-secondes (soit donc en GW). La capacité de chaque unité de production à ajouter de l’énergie de rotation au système est mesurée par une constante d’inertie (H) en secondes, comme le montre la figure suivante :

 

Un défi à résoudre d’urgence- et pas de solutions fiables en vue 

De nouvelles technologies et procédures émergent pour remplacer certains des services que l’inertie des turbines fournissait, par exemple, des composants électroniques peuvent aider à stabiliser la tension et la fréquence du réseau. Mais la fiabilité reste le mot d’ordre des réseaux modernes ; or la façon dont ces nouveaux systèmes électroniques fonctionneront à grande échelle est totalement inconnue.

Le défi du manque d’inertie est déjà réel au Royaume-Uni, et de nombreux autres opérateurs de réseau – dans les pays nordiques, dans certaines parties des États-Unis comme la Californie et ailleurs – sont confrontés à des défis similaires. Ainsi, dans le réseau nordique (qui comprend la Suède, la Norvège, la Finlande et la moitié du Danemark), la mise hors service prématurée des unités nucléaires parallèlement à l’expansion de l’énergie éolienne a réduit l’inertie du système et, par conséquent, forcé les gestionnaires de réseau à développer et à financer un tout nouveau type de marché de soutien qui pourrait offrir à tout le moins une mesure d’atténuation provisoire.

Cette expérience nordique suggère également la nécessité d’une prise de conscience beaucoup plus claire à l’échelle du système de la façon dont les parties numérisées du système de réseau peuvent tomber en panne ou affecter la fiabilité d’une manière qui était auparavant inattendue.

Avec l’expansion des ENR, il est urgent de définir une stratégie pour remédier à la perte d’inertie. Et d’abord, de prendre conscience de la situation, d’en rechercher les remèdes et de déterminer les bonnes incitations à encourager le maintien et la production d’inertie

Leçons du Royaume-Uni : par inadvertance, la politique énergétique britannique a créé un défi important pour les opérateurs de réseau... 

 La figure 3 montre le réseau britannique actuel, avec environ 100 GW d’approvisionnement et une charge de pointe d’environ 50 GW, comparable au réseau californien. La moitié de la capacité d’approvisionnement de la Grande-Bretagne est renouvelable, soit à peu près un mélange égal d’éolien offshore, d’éolien terrestre et de solaire.

Bien que la Grande-Bretagne soit peu ensoleillée, l’énergie solaire y est politiquement populaire ; pour l’éolien terrestre, c’est politiquement plus tendu parce que les turbines et les lignes électriques qui les relient au réseau sont esthétiquement peu attrayantes pour de nombreux électeurs. L’éolien offshore est situé à une distance considérable de la côte dans la mer du Nord et hors de vue pour la plupart des Britanniques – sauf là où les lignes électriques arrivent à terre – son énergie peut être acheminée vers le réseau avec des lignes électriques de plus en plus grandes et à longue distance.

 

D’ici 2050, les seules turbines tournantes restantes sur le réseau britannique issues de technologies connues et pouvant être déployées de manière fiable aujourd’hui sont les centrales nucléaires  et, éventuellement, certaines centrales fossiles. De nouvelles turbines à gaz avec captage et stockage du carbone (CSC), de nouvelles turbines à hydrogène et de nouvelles centrales bioénergétiques avec CSC (appelées BECCS) pourraient également fournir une inertie. Jusqu’à présent, cependant, aucune de ces centrales futuristes ne fonctionne sur le réseau britannique actuel. 

Ainsi, par inadvertance, la politique énergétique britannique a créé un défi important pour les opérateurs de réseau : remplacer l’inertie perdue. L’incapacité à anticiper ce défi suffisamment tôt et à créer les incitations nécessaires pour éviter la crise d’inertie imminente a laissé les gestionnaires de réseau avec moins d’options et des risques de fiabilité plus importants. 

Le défi pour les opérateurs de réseau : un doublement de la production non synchronisée et une réduction proportionnelle de la production synchronisée !

L’inertie : un problème instantané amplifié par les ENR et les interconnexions

En fin de compte, ce qui importe le plus pour la fiabilité n’est pas le volume total de production synchrone sur une année entière, mais le volume des turbines tournant à un moment donné.

Ainsi, au milieu de la nuit, lorsque la demande d’électricité est faible et que la production éolienne est élevée, l’inertie peut tomber à des niveaux dangereusement bas – à tel point que les générateurs non synchrones doivent être réduits, des générateurs fossiles supplémentaires avec des turbines en rotation doivent être activés et, parfois, l’opérateur du réseau module les centrales nucléaires pour stabiliser leur contribution au réseau.

En revanche, l’inertie peut être extrêmement élevée par une froide journée d’hiver avec peu de vent et une énorme demande de chauffage électrique, car dans ces conditions, presque toute l’énergie produite provient de turbines à gaz ainsi que du parc de réacteurs nucléaires du pays.

La figure 5 montre ces mesures instantanées de l’inertie pour chaque jour de deux années différentes: 2009, une année représentative avant l’énorme virage du pays vers les énergies renouvelables, et 2020. Au cours de la dernière partie de cette période, les décideurs britanniques ont commencé à remplacer l’électricité produite localement, par des turbines tournantes alimentées au gaz naturel, en important plus d’énergie sur les lignes électriques à courant continu haute tension (HVDC)) à longue distance. Au fur et à mesure que cette politique se déroulera, elle amplifiera les défis de perte d’inertie parce que les lignes HVDC n’ajoutent pas intrinsèquement l’inertie avec la génération.

Au cours de cette période, l’ESO a également mis au point des méthodes de mesure de l’inertie en temps réel. L’inertie typique sur le réseau britannique en 2020 était de 200 GW. La fréquence sur le réseau 50 Hz est autorisée à varier à l’intérieur d’une bande de +/- 0,5 Hz, et un déséquilibre typique entre l’offre et la demande est d’environ 1 GW pendant quelques secondes. Ce déséquilibre peut être absorbé sous forme de couple sur les générateurs synchrones du réseau en consommant environ 4 GW. Ce type de calculs conduit les opérateurs de réseau britanniques à exiger que l’inertie ne tombe pas en dessous de 140 GW (ou en dessous de 130 GW après un déséquilibre majeur), de peur que le réseau ne soit mis dans un état où il pourrait facilement être déstabilisé

Comme le montre la figure 5, il y a déjà eu de nombreux moments en 2020 où le réseau a connu le plancher de 140 GW, et l’inertie typique sur le réseau cette année-là était inférieure à la moitié du niveau de la décennie précédente. En raison d’une plus grande décentralisation de l’approvisionnement en énergie, la demande d’énergie du réseau s’est déplacée vers la gauche, ce qui a également réduit l’inertie. Une force encore plus importante dans la réduction de l’inertie a été le passage aux énergies renouvelables, qui explique la majeure partie du passage des points bleus aux points orange de la figure 5.

 

Leçons de la zone nordique : malgré des coûts de gestion en explosion, une situation non stabilisée et des solutions bien insuffisantes

La zone synchrone nordique, qui est une région de réseau avec une fréquence commune englobant la Suède, la Norvège, la Finlande et la moitié du Danemark, a suivi une trajectoire similaire à celle du Royaume-Uni, avec des augmentations de la production intermittente d’énergie renouvelable (principalement l’énergie éolienne) en termes absolus et relatifs, ainsi qu’une expansion des interconnexions HVDC. Cette évolution a entraîné une détérioration de la gestion de la fréquence du réseau dans le réseau synchrone nordique, comme le montre la figure 7.

Cette détérioration a été maîtrisée en partie grâce à des dépenses nettement plus élevées des gestionnaires de réseau pour les fonctions de contrôle de fréquence. Malgré cela, les opérateurs n’ont pas été en mesure de ramener la qualité en dessous de l’objectif fixé de moins de 200 minutes par semaine en dehors de la bande de fréquences de 0,1 Hz.

Les coûts de gestion de la situation ont augmenté de 400% entre 2014-15 et 2021 (sur la base des données du gestionnaire de réseau suédois en particulier) et devraient plus que doubler au cours des cinq prochaines années.

Une tendance à la baisse de l’inertie du système peut déjà être observée dans le système nordique, avec des valeurs de crête plus faibles, des valeurs moyennes plus faibles et, surtout, des valeurs minimales plus faibles (voir figure 8). Pendant les périodes estivales venteuses avec une faible demande d’énergie, le système électrique nordique voit maintenant des niveaux d’inertie approcher les 100 GW, car l’énergie éolienne à inertie nulle et à coût marginal nul représente une grande partie de la production totale. Les prix de l’électricité déprimés en conséquence signifient que le parc hydroélectrique contribuant à l’inertie est inactif, tandis que les centrales nucléaires sont généralement fermées pour maintenance programmée pendant l’été.

Pour améliorer la stabilité, les opérateurs de réseaux électriques nordiques ont récemment introduit de nouveaux marchés nationaux pour les services de support de fréquence rapide appelés FFR (réserve de fréquence rapide). Il s’agit actuellement de marchés nationaux, mais ils seront fusionnés ultérieurement en un marché commun du réseau. Lorsque les conditions opérationnelles de faible inertie et de défauts de dimensionnement relativement élevés coïncident, le marché FFR est activé afin de compenser le manque d’inertie.

 L’un de ces points d’activation pour le marché FFR nordique est une inertie du réseau inférieure à 155 GW et un défaut de dimensionnement de 1450 MW, ce qui est déjà une situation courante tout au long des mois d’été de l’année. Les ressources sur le marché FFR consistent en des réponses de production très rapides, par exemple en augmentant la production hydroélectrique ou les batteries, ou un effacement d’urgence de la consommation via des chaudières et des fours électriques. Des éoliennes modifiées pourraient en théorie également contribuer au marché des FFR, mais aucune n’a jusqu’à présent été qualifiée pour cette fonction

Et si la tendance se poursuit…il va falloir rajouter des volants d’inerti 

Si la tendance vers des systèmes à inertie encore plus faibles se poursuit, il est peu probable que le simple fait de soutenir le système avec un volume de marché FFR plus important suffise. Une étude récente portant sur un système électrique suédois « 100% renouvelable » a estimé que l’ensemble des mesures compensatoires devrait également inclure un parc de condenseurs synchrones équipés de grands volants d’inertie en plus d’un marché FFR considérablement élargi pour que la Suède fournisse sa juste part de services de stabilité. L’analyse a révélé que les coûts de ce type de service augmenteraient d’un facteur vingt par rapport à un système ayant une capacité nucléaire maintenue ou élargie. En Australie, les coûts du contrôle de fréquence ont déjà été multipliés par sept (depuis 2015), les batteries étant utilisées pour tenter de fournir des services qui étaient, jusqu’à récemment, essentiellement fourni « gratuitement » par les grandes générations synchrones.

Le contrôle électronique ou quand un problème se substitue à un autre sans le régler ! Déjà des catastrophes évitées de peu  

Certaines études ont salué la transition rapide vers des composants contrôlables par logiciel sans contribution d’inertie comme un développement potentiellement positif pour la stabilité et la contrôlabilité du réseau, mais les praticiens du monde réel sont restés beaucoup plus prudents, et les approches logicielles peuvent également apporter de nouveaux et graves défis.

Une nouvelle catégorie de défauts basés sur des logiciels a récemment émergé avec des impacts potentiels qui éclipsent ceux traditionnellement considérés. Une erreur logicielle dans les nouvelles bornes d’interconnexion à courant continu haute tension, qui sont essentielles à l’appui d’un système de production plus intermittent dépendant des conditions météorologiques, peut provoquer des défauts dans les deux sens (offre excédentaire et sous-approvisionnement) d’une ampleur bien supérieure à la perte d’un générateur individuel. (eg. arrêt brutal d’une centrale)

Et cela s’est déjà produit !

Le 17 février 2023, la liaison HVEC Nordlink d’une capacité de 1400 MW qui relie la Norvège et l’Allemagne transmettait à 1372 MW un débit de l’Allemagne (réseau continental) vers la Norvège (réseau nordique). Une erreur logicielle dans le système de contrôle Nordlink a ensuite instantanément déplacé le débit d’importation quasi maximale à 348 MW d’exportation (de la Norvège vers l’Allemagne), provoquant une sous-offre de 1720 MW dans le réseau nordique. La fréquence a chuté de près de 0,6 Hz (à 49,4 Hz) avant de se stabiliser, bénéficiant heureusement de la grande inertie disponible des générateurs synchrones en hiver (lorsque la demande et la production synchrone sont à leur plus haut niveau pour le système nordique).

Un défaut similaire s’est également produit lors des tests du système HVDC en 2020. Le défaut maximal possible de ce type, un changement instantané du bilan d’alimentation de 2800 MW, entraînerait des écarts de fréquence inacceptables dans le système de réseau nordique, même avec une très grande part de production synchrone disponible.

De telles erreurs logicielles émergentes, que ce soit dans les terminaux HVDC, les onduleurs ou d’autres composants du réseau, se produisant dans un réseau non synchrone dominé par une faible inertie, entraîneraient très probablement de graves pannes de courant. 

Conclusion :  De fort défis pour les autorités de réseau : baisse de l’inertie, problème des « black start » 

Le gestionnaire de réseau britannique a tiré la sonnette d’alarme sur la baisse de l’inertie qui pourrait affecter très fortement la fiabilité du réseau. Dans sa dernière évaluation stratégique de l’exploitation du réseau, l’autorité a relevé cinq préoccupations qui se chevauchent, chacune influant sur la fiabilité.

Premièrement, l’inertie affecte la réponse en fréquence pour les raisons identifiées précédemment : la masse des turbines en rotation ;

Deuxièmement, l’inertie confère une stabilité en fréquence au réseau, réduisant le nombre et la gravité des écarts de fréquence en premier lieu ;

Troisièmement, les générateurs qui fournissaient l’inertie ont également contribué à fournir de nombreux autres services permettant notamment la stabilité en tension du réseau (pouvoir réactif) ;

Quatrièmement, les limites thermiques : le combustible pour les centrales fossiles était facile à transporter, les générateurs pouvaient être distribués dans de nombreux endroits, ce qui réduisait le nombre de chemins critiques sur le réseau, réduisant ainsi les conséquences du dépassement de limites thermiques ou de défaillances sur une seule ligne électrique, et notamment sa propagation sur le réseau. Le passage aux énergies renouvelables (et à davantage d'interconnexions avec les réseaux d'autres pays) augmentera les flux d'énergie critiques : d'ici 2030, certaines régions connaîtront des flux d'électricité de pointe supérieurs de 400% aux capacités actuelles ;

Cinquièmement, la restauration du service en cas d’effondrement ( « black start)

Non seulement la baisse de l’inertie fragilise le réseau, mais elle en complique le redémarrage en cas de problème !

Les groupes électrogènes retirés du réseau étaient également des systèmes bien testés et fiables pour redémarrer le réseau après une panne massive. Les black start » fonctionnent en restaurant des poches sur les réseaux régionaux, puis en élargissant et en reliant ces systèmes au réseau national intégré. Les nouvelles technologies, certaines disponibles, beaucoup d’autres encore à l’essai, permettent en principe de fournir une puissance réactive et des capacités de démarrage noir sans turbines en rotation conventionnelles. 

Mais il y a un monde de différence entre imaginer comment ces technologies pourraient fonctionner et les déployer réellement avec le degré de fiabilité auquel on peut s’attendre sur les réseaux modernes,étant donné que la fiabilité des réseaux est fonction du système dans son ensemble,

 

Les nouvelles technologies peuvent-elles sauver la situation ? le rôle des batteries

Étant donné que les énergies renouvelables telles que l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie éolienne ne contribuent pas directement à l’inertie du système, une solution couramment proposée pour gérer la stabilité du réseau, ainsi que la question de l’approvisionnement intermittent, est l’utilisation de batteries.

Dans ce contexte, les batteries peuvent fournir ce que l’on appelle une inertie « synthétique » ou « virtuelle ». Bien que les batteries à réponse rapide puissent grandement améliorer la stabilité du réseau en aidant rapidement à restaurer et à récupérer des pannes, elles ne fournissent pas un service identique à celui des machines synchrones en rotation. Par exemple, les systèmes de batteries conventionnels avec onduleurs de suivi du réseau répondent inévitablement avec un certain retard. Ce délai peut permettre aux défauts de se propager et de provoquer des défaillances en cascade dans le système, et in fine un effondrement (black out).

En revanche, une inertie réelle suffisamment disponible permet d’éviter de tels risques d’événements rapides.

Dans quelle mesure les batteries et les onduleurs formant des réseaux pourraient remplacer l’inertie conventionnelle dans les grands systèmes électriques est une question ouverte qui fait l’objet de recherches actives. Le rôle des batteries aujourd’hui dans le fonctionnement réel du réseau électrique à grande échelle n’est pas de remplacer l’inertie, mais surtout d’aider à restaurer le système sur une période de quelques secondes après une perturbation jusqu’à ce que des ressources de production d’énergie réparatrice plus lentes deviennent disponibles. 

 Assurer la fiabilité tout en apprenant de nouvelles stratégies ? 

Les expériences de tous ces pays examinées dans le présent document sont des avertissements que le défi de l’inertie ne se résoudra pas tout seul. Alors que les réseaux évoluent rapidement vers une intégration  plus forte d’énergies renouvelables et que les interconnexions jouent un rôle plus important, ce qui était autrefois une prodigieuse source d’inertie –  la production d’énergie par turbine dont peu de gens s’inquiétaient – peut disparaître rapidement. Au moins quatre leçons se dégagent.

Premièrement, mesures et prévisions sont essentielles. Lorsque les planificateurs britanniques ont réalisé qu’ils étaient confrontés à une baisse de l’inertie, ils devaient développer des systèmes de mesure et, surtout, relier ces systèmes aux opérations du réseau afin de pouvoir concevoir des limites appropriées pour l’inertie tout en assurant la fiabilité du réseau.

Plus importants encore est la mise en place de meilleurs systèmes de prévision afin que la trajectoire à long terme du réseau (et l’inertie) puisse être projetée, et la mise en place de stress tests - les organisations « gèrent ce qu’elles mesurent ».

Deuxièmement, l’innovation et l’application de nouvelles technologies sont importantes, mais il faut faire très attention à faire correspondre les attentes en matière de technologie avec une réalité éprouvée. 

Troisièmement, les incitations et le design du marché sont importants. La reconfiguration du réseau s’est produite dans une large mesure parce que les incitations politiques et la conception du marché ont poussé le réseau dans cette nouvelle direction. La perte d’inertie était un sous-produit quelque peu inattendu et complètement involontaire de ces conceptions et politiques de marché.

Le marché doit être incité à répondre à ces nouveaux défis. La politique du Royaume-Uni pour les capacités de démarrage d’urgence (black start) en est un bon exemple, tout comme les nouveaux objectifs pour l’approvisionnement en puissance réactive. De nouveaux outils de modélisation ont permis d’explorer de nouvelles configurations de centrales électriques qui pourraient remplacer une partie ou la totalité de l’inertie perdue – par exemple, des combinaisons de grandes centrales nucléaires avec des systèmes de stockage de batteries qui peuvent aider à fournir une réponse en fréquence. 

D’autres exemples incluent le marché de la réserve de fréquence rapide (FFR), lancé dans les pays nordiques en mai 2020, qui est conçu spécifiquement pour gérer les situations de faible inertie. En ce qui concerne l’avenir, l’Australie lancera des marchés similaires en octobre 2023 pour faire face au problème de l’inertie ; les décideurs australiens étudient également la création d’un marché au comptant pour l’approvisionnement en inertie. L’opérateur de réseau australien AEMO déclare qu’à relativement court terme pour gérer une situation où 100% de la demande est satisfaite par la production non synchrone (solaire et éolienne), les réseaux du pays auront besoin de ressources au-delà de celles envisagées sur les nouveaux marchés FFR – ils devront également installer l’équivalent de 40 nouveaux condensateurs synchrones à grande échelle équipés de volants d’inertie pour répondre aux exigences minimales d’inertie. 

Quatrièmement, et peut-être le plus important : soyez prudent. La fiabilité du réseau est essentielle au rôle de l’électricité dans l’économie moderne. Une perte rapide d’inertie peut rapidement créer des conditions qui rendent plus difficile la fiabilité, même si de nouvelles technologies et de nouveaux investissements tels que de nouvelles lignes électriques pourraient, à terme, permettre à de nouveaux réseaux d’être exploités avec une grande fiabilité. La perte d’inertie prématurée peut être dangereuse. Cela peut également, entre autres, amener les gestionnaires de réseau à prendre des mesures qui vont directement à l’encontre d’autres objectifs nationaux, tels que la prolongation de la durée de vie des anciennes centrales polluantes parce que de nouveaux systèmes ne sont pas encore en place pour assurer la fiabilité du réseau faute d’inertie suffisante 

Complément sur la situation française 

L’étude probablement la plus complète et aboutie publiée à ce jour, , est celle un peu ancienne d’EDF R&D (juin 2015). Elle porte sur l’ensemble des réseaux interconnectés de 34 pays européens à l’horizon 2030 et s’appuie sur plus de trente ans de relevés météorologiques combinés. Selon cette étude, et avec les moyens technologiques utilisés aujourd’hui dans les réseaux, un taux de pénétration en énergie produite de 40 % d’éolien et photovoltaïque répartis sur l’ensemble de la plaque européenne est possible. Mais à certaines conditions, telles que le maintien de moyens pilotables assurant 60 % de la production en moyenne annuelle, une contribution de l’ « inertie synthétique » des éoliennes et la modulation de leur puissance de sortie (à la hausse comme à la baisse, ce qui implique de les faire fonctionner au-dessous de leur puissance maximale possible) ainsi que celle du photovoltaïque, les renforcements ou créations de nombreuses interconnexions transfrontalières, un recours important aux effacements de la demande et aux importations/exportations.

 Ce taux de pénétration de 40 % en moyenne annuelle recouvre cependant des écarts très importants en valeurs instantanées admissibles, qui conditionnent de facto l’équilibre dynamique des réseaux : il varie d’environ 25 % lorsque la demande est très faible (c’est-à-dire lorsque le réseau a peu d’inertie mécanique car peu d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés) à près de 70 % lorsque la demande est très élevée (le réseau a alors une grande inertie car un grand nombre d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés) 

Autrement dit, les inquiétudes des gestionnaires du réseau britannique sur la perte d’inertie  s’appliquent dès à présent à d’autres pays européens, et si l’intégration d’Energies Variables Intermittentes dans le réseau se produit comme prévu, la grille européenne et la France seront très concernés. Et en grand danger de black out sévères.