Eolien en Mer et coût du réseau : l’avertissement de la CRE à RTE !

 Le dernier atelier du débat façades maritimes de la CNDP portait sur l’atterrage et sur les réseaux, avec des présentations quelques peu biaisées de RTE qui, en l’occurrence, n’est pas un représentant impartial de l’Etat et de l’intérêt général mais un maître d’ouvrage comme les autres Alors PIEBÎEM rappelle l‘avertissement récent de la CRE (Commission de Régulation de l’Electricité) spécifiquement sur l’éolien en mer

« Les dépenses prévisionnelles pour 2024 pour le développement du réseau en mer s’élèvent à 258,3 M€, en baisse de 22 % par rapport au programme révisé de l’année 2023. Cette baisse s’explique par l’achèvement prochain des projets de l’AO 1 (parcs de Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Brieuc et Saint-Nazaire), dont les raccordements ont été mis à disposition des clients. Près de 70 % des dépenses de l’année 2024 sont portées par les projets de l’AO 2 (parcs de Yeu-Noirmoutier et Dieppe – Le Tréport).

Le poste comprend également les études pour les projets des AO 3 à 8. RTE est en cours de passation des commandes pour les matériels des raccordements des AO 4 à 8 (postes et câbles).

Les résultats de ces appels d’offres ne sont pas encore connus, mais RTE constate de fortes tensions sur l’approvisionnement de ces composants, notamment pour les matériels à courant continu. Des tensions sur ces marchés spécialisés avaient notamment déjà été notées pour les passations des commandes des projets d’interconnexion Celtic et Golfe de Gascogne en 2023 et pourraient encore s’accentuer en raison de l’accroissement de la demande internationale.

 Plusieurs gestionnaires de réseau de transport européens ont fait état d’un besoin de sécurisation des approvisionnements pour ce type de matériels. Dans ces conditions, les coûts prévisionnels des raccordements des parcs éoliens en mer devraient être supérieurs aux niveaux anticipés.

RTE prépare actuellement la stratégie de contractualisation pour le raccordement des parcs éoliens en mer qui pourraient être décidés pour la prochaine décennie, en cohérence avec les objectifs affichés par le gouvernement au sein du Pacte éolien en mer (18 GW en service d’ici 2035). La CRE estime pertinent que RTE prépare de manière anticipée cette stratégie de contractualisation, en tirant le retour d’expérience des commandes en cours. La CRE considère également important que la programmation du futur programme éolien en mer, en particulier son cadencement par zones, intègre les contraintes liées au raccordement.

Rappelons enfin que Agnès Pannier-Runacher avait expliqué que  « les 100 milliards d’investissement dans le réseau ne sont pas pour le nucléaire, mais pour connecter les dizaines de milliers d’installations renouvelables que nous déployons »

Source : https://www.vie-publique.fr/discours/290546-bruno-le-maire-agnes-pannier-runacher-12072023-reacteurs-nucleaires

NB En fait, c’est 100 milliards pour RTE et 100 milliards pour Enedis !

Document de la CRE téléchargeable cf PIEBÏEM https://piebiem.webnode.fr/l/eolien-en-mer-et-cout-du-reseau-%3a-l%e2%80%99avertissement-de-la-cre-a-rte-%21/

L’éolien offshore le long des côtes françaises sera très peu français et beaucoup plus cher

 Le gouvernement veut limiter la domination d'EDF dans l'éolien en mer ( Les Echos, 6 décembre 2023)

« Les prochains appels d'offres devraient permettre au gouvernement de limiter en puissance ou en nombre le cumul des projets gagnés par un seul candidat. C'est une demande récurrente des concurrents d'EDF. C'est aussi une exigence de la Commission de régulation de l'énergie, qui a pointé en début d'année la « concentration élevée du marché de l'éolien en mer en France » dans les mains d'EDF. Et le gouvernement a décidé d'y répondre favorablement."

Remarque : les 50 parcs le long de nos côtes dont trente le long des côtes bretonnes, le gouvernement fera tout pour qu'ils ne soient ni public, ni français. Cette privatisation sans précédent de notre mer côtière se fera au profit de consortiums étrangers à l'actionnariat non contrôlable. Ça pose quand même de gros problèmes économiques et de sécurité nationale !

« L'idée est de mettre en place plusieurs lots pour attribuer les 8 à 10 GW d'appels d'offres annoncés par Emmanuel Macron à l'horizon 2025 et de les découper afin qu'un même candidat ne les remporte pas tous »

Remarque : on fait un « gros lot » (c'est le cas de le dire) éventuellement sur plusieurs façades maritimes et ensuite on le redivise.. Comment d'ailleurs ? Autour d'une table entre amis ? On peut toujours compter sur la CRE pour faire simple et pour préserver les intérêts français… (cf. article joint)

Le même jour, la presse financière annonce : Iberdrola/Masdar (un gigantesque promoteur émirati) : Accord pour investissement de 15 Md€ dans l'éolien en mer et l'hydrogène. Les requins se préparent…

De son côté, Bruno Bensasson, en charge des ENR chez EDF réclame dans les Echos ( 6 decembre 2023) : "Parmi les conditions d'une exécution accélérée de l'éolien off shore, on doit citer des bonnes procédures d'autorisation mais aussi de bonnes enchères. … Une alternative aux subventions directes pourrait être de donner, dans les appels d'offres publics, une prime à la valeur ajoutée européenne. »

Il n'est pas sûr du tout que la Commission Européenne et l'Allemagne soient d'accord. Donc, on a compris ; l'éolien offshore le long des côtes françaises sera très peu français et beaucoup plus cher

https://www.lesechos.fr/idees-debats/cercle/opinion-energie-mettons-les-encheres-au-service-du-climat-2039584

Réponses et remarques de l’Association PIEBÎEM au groupe de travail RTE sur les analyses de sécurité d’approvisionnement

 PIEBÎEM est partie prenante de la consultation publique organisée par RTE (Réseau de transport d’Electricité) sur le Bilan Prévisionnel 2030-2035 et participe aux groupes de travail dédiés. Dans le groupe de travail consacré à la sécurité d’approvisionnement, PIEBÎEM a fait part de ses inquiétudes sur les risques que fait peser l’intégration d’une part importante d’énergie intermittente fortement variable comme l’éolien en mer sur la sécurité d’approvisionnement

·   PIEBÎEM considère comme assez inquiétante l’intervention de l’ADEME sur la « notion de défaillance qui n’est pas qu’un critère technique, mais aussi politique ; il faut prendre en compte la facilité à accepter la défaillance ». Elle sonne en effet comme un renoncement à assurer la sécurité d’approvisionnement en présence d’un fort taux d’énergies variables intermittentes  et à accepter des flexibilités de force, bon gré, mal gré. On peut se demander dans quelle mesure de telles conceptions sont compatibles avec une volonté de réindustrialisation et jusqu’à quel degré elles sont acceptables par la population.

 

·         PIEBÎEM souligne que malgré une évidente volonté pédagogique de RTE, la démarche probabiliste utilisée pour estimer les risques de défaillances suscite encore des interrogations. Cette démarche a-t-elle fait l’objet de critiques (éventuellement favorables) de gestionnaires de réseau étranger, est-elle aussi adoptée par certains d’entre eux ?  Ne sous-estime-t-elle pas les risques accrus de défaillance qu’entrainera dans le futur un accroissement important des énergies variables intermittentes ?

 

·         Sur ce même sujet, de récentes publications allemandes montrent des résultats assez inquiétants sur l’estimation et les conséquences des « DunkelFlaute » (épisodes météorologiques de vent très réduit) sur un système à fort taux d’Energies Variables Intermittentes.  Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d’éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours (soit 26 par an) avec une production éolienne inférieure à 5 GW et que chaque année se produit un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

 

Mais les auteurs de l’étude estiment que, pour la stabilité du réseau, il faut considérer des périodes beaucoup plus longues. Sur une étude utilisant 35 ans de données de séries chronologiques horaires, leur analyse appuie les conclusions antérieures selon lesquelles les périodes où l'approvisionnement est constamment rare ne durent pas plus de deux semaines, mais constate que le déficit énergétique maximal se produit sur une période beaucoup plus longue de neuf semaines. En effet, plusieurs périodes rares peuvent se suivre de près et il existe donc des périodes plus longues qui contiennent une accumulation de périodes fortement déficientes en vent lorsque l'on tient compte des pertes de stockage et des limites de recharge, la période de définition des exigences de stockage s'étend jusqu'à 12 semaines.

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Oliver Ruhnau and Staffan Qvist 2022 Environ. Res. Lett. 17 044018, (2022)

RTE a-t-il le même type de réflexion concernant les incidences de l’accroissement de production ENR variables intermittentes et non corrélées à la demande ? 

Nb voir aussi sur ce sujet https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/06/rte-alerte-sur-laugmentation-des.html

 

·   S’il en était encore besoin ( ?), la présentation de RTE a montré qu’il existe de nombreuses externalités négatives économiques et techniques des ENR en terme de stabilité du réseau : besoins en stockage, besoins en inertie, dégradation économique et technique des pilotables en suivi de charge, épisodes de surproduction. PIEBÏEM considère que ces externalités négatives devraient être prises en charge par les producteurs ENR et que dans tous les scenarios et présentations, leur coût, lorsqu’il peut être estimé, devrait être clairement attribué aux ENR.

 

·         Concernant les problèmes posés par le manque d’inertie des systèmes à fort taux d’ENR , Mathieu Hochet, spécialiste « Offshore Wind », Total Energies a déclaré devant l’Académie des Technologies : lorsque les énergies renouvelables, généralement intermittentes, représenteront plus de 50 % du mix électrique, il sera particulièrement délicat de rétablir la tension sur le réseau en cas de black-out. Confirmez-vous cette analyse ?

Le mot de black out semble devenir tabou, pourtant de faibles incidents d’ailleurs  assez récurrents entre la Serbie et le Kosovo ont entrainé (par exemple, le 10 janvier 2019) une baisse de fréquence sur l’ensemble des pays européens ; l’effondrement a pu être évité de justesse par la déconnexion d’industriels électrointensifs mais la résilience du réseau européen à de tels incidents pourtant mineurs peut poser question, surtout avec l’augmentation du taux de pénétration des « ENR ».

 

·     Ainsi qu’il a été évoqué par plusieurs participants, le suivi de charge des ENR par le nucléaire retentit sur ses performances technologiques et sa rentabilité économique  et pourrait en fait impacter la durée de vie des centrales nucléaires…dont la prolongation est indispensable à la sécurité d’approvisionnement. En particulier, la modulation de la production est actuellement utilisée pour optimiser la gestion du combustible et la répartition des arrêts de tranche, qui est aussi un facteur éminemment important de résilience pour passer des périodes difficiles.  La réponse de RTE à ces préoccupations semble être que la modulation du nucléaire pour suivi de charge des ENR remplacera la modulation pour gestion du combustible, ce qui est assez inquiétant quant à la sécurité d’alimentation.

Ce phénomène ne se produit-il pas déjà ? RTE vient de demander à EDF de décaler d'un mois la visite décennale de la tranche 2 de Blayais. Est-ce en en raison de la variabilité des ENR dans la période considérée ? Quelle en est l’incidence sur la sécurité d’alimentation ?

 

·        Au-delà se pose la faisabilité même du suivi de charge par le nucléaire de productions électriques à forte variabilité instantanée comme l’éolien marin, certains considérant qu’il ne peut être accompli que par des centrales à gaz de dernière génération.

 

RTE peut-il fournir une estimation du nombre de nouvelles centrales à gaz qu’il faudrait construire pour assurer un suivi de charge techniquement réaliste et économiquement supportable des Energies Variables Intermittentes, en fonction de leur taux de pénétration et de leur nature ( éolien terrestre, marin, solaire) ?

 

·    Concernant l’hydrogène, PIEBÎEM  note que RTE constate que « des modes spontanément peu flexibles sont envisagés par les industriels ». C’est assez peu surprenant, si l’on prend en compte les avertissements de l’Académie des technologies et de la Commission de Prospective de la CRE. Ainsi, les épisodes de prix négatifs « ne permettent cependant pas de justifier l’hypothèse parfois avancée d’un stockage d’énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d’investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d’électricité ; la rentabilité de la production d’énergie intermittente implique qu’elle soit vendue en moyenne à un prix égal à son coût de production actualisé (Leverage Cost of Electricity), ce qui est retenu dans les évaluations ci-après….Il convient donc de prendre en compte les coûts réels de revient de l’électricité renouvelable proposés par la Cour des comptes en 2018, portant le kg d’hydrogène entre 7 à 9,5 €. S’ajoutent, le cas échéant, des coûts de stockage (compression, réservoirs…) de 0,5 à 1 €/kg. » (https://www.academie-technologies.fr/blog/categories/publications-de-l-academie/posts/l-)

Ou :  la solution qui  « consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Elle ne présente  aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030 » (Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène)

    De façon générale, l’association  PIEBÎEM appelle RTE à ne pas sous-estimer les dangers d’un taux important de pénétration des Energies Variables Intermittentes sur la stabilité du réseau et la sécurité d’alimentation, à éviter de recourir à de la « flexibilité magique »  et à en peser soigneusement les conséquences, notamment en terme d’équipement en pilotable gaz. PIEBÏEM considère que l’ensemble des données présentées doit inciter à une remise en cause drastique des objectifs de développement de l’éolien en mer dont les coûts intrinsèques déjà élevés sont démultipliés par l’exigence de compenser une forte variabilité, à supposer même qu’il soit possible d’écarter les dangers qu’elle fait peser sur la sécurité d’alimentation.

Parc éolien off shore Centre Manche 1 à 44,9 eur/MW.h le miracle ?

 Tout le ban et l’arrière ban du lobby éolien se sont hautement félicité de cette nouvelle :

Le ministère de la Transition énergétique a annoncé lundi (27 mars) qu’une société détenue en partie par EDF était lauréate de l’appel d’offres du plus grand parc éolien offshore français, situé au large des côtes normandes.  Le projet, dit « Centre Manche 1 », représente 1 GW de puissance installée, soit l’équivalent d’environ la consommation électrique de 800 000 foyers. Sa mise en service est attendue en 2031 et la construction devrait débuter d’ici à 2026-2027

En retenant Eoliennes en Mer Manche Normandie (EMMN), société conjointe d’EDF Renouvelables et Maples Power, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) confirme la mainmise d’EDF sur le secteur, partie prenante de cinq des huit projets éoliens offshores au large des côtes hexagonales. EMMN a proposé un prix du MWh compétitif de 44,9 euros, bien loin des sommets atteints par l’électricité ces derniers mois.

Un prix qui, même s’il ne reflète pas la totalité du coût du système électrique, « témoigne de la forte réduction des coûts de la filière », avance Maxence Cordiez, ancien directeur des Affaires européennes au Commissariat à l’énergie atomique, sur Twitter.

« À titre de comparaison, les appels d’offres pour l’éolien à terre et pour le solaire photovoltaïque sortent aujourd’hui à des prix environ 50% plus élevés », d’autant que les prix sur ce marché avoisinait plutôt les 140-150 euros le MWh,

L’éolien off-shore moins cher que l’éolien terrestre ? de quoi effectivement s’inquiéter et s’interroger :

Le commentaire de la CRE : pas très rassurant

Le tarif pour l 'électricité produite , proposé par le producteur à l 'Etat, représente 70%% des critères de sélection. Aujourd ' hui cesprix offerts par les candidats sont très bas. Y voyez-vous un risque?

 R: Les prix bas sont une bonne nouvelle pour les finances publiques , sous réserve que cela soit soutenable pour les porteurs de projets. Dans le cas de l 'appel d 'offres Normandie , on a mobilisé une procédure dite anormalement basses, pour vérifier que les quatre offres à des prix bas étaient soutenables. Et après analyse, on est arrivé à la conclusion que oui. Pour la suite, nous souhaitons avoir plus d ' éléments d ' analyse dans les cahiers des charges. On souhaite en effet augmenter les points de robustesse des offres, car on a constaté que plusieurs offres étaient risquées, pour des raisons différentes , techniques ou de montage financier.

NB : alors oui, on peut avoir des doutes, demander à la CRE comment elle est arrivée à cette conclusion et même se dire qu’une fois de plus EDF va servir de vache à lait pour la transition énergétique, au détriment des Français pénalisés deux fois, en tant que contribuables et en tant que consommateurs

Eolien en mer :EDF écrase le marché, les concurrents dénoncent des prix cassés

Dans un article au vitriol, la Tribune pointe https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/eolien-en-mer-les-concurrents-d-edf-ont-ils-vraiment-une-chance-de-gagner-956792.html

L’électricien tricolore, bientôt 100% public, a décroché le développement de son cinquième parc d’éoliennes en mer, sur huit en développement en France. Et ce, grâce à un prix extrêmement agressif de 44,9 euros/MW.. De quoi faire grincer des dents ses compétiteurs. Ces derniers dénoncent un risque réel pour le supply du cahier des charges des appels d’offres.

Sur le prix : EDF est parvenu à écraser ses compétiteurs l’espagnol Iberdrola, Ocean Winds, la coentreprise entre Engie et le portugais EDPR, TotalEnergies en binôme avec l’allemand RWE, le britannique Shell, ainsi que le suédois Vattenfall en affichant un prix très  compétitif de 44, 90 euros le mégawattheure, selon un proche du dossier. 60 euros si l’on ajoute le coût de raccordement au réseau électrique

Réactions rapportées par l’article de La Tribune

Ce niveau de prix extrêmement bas a suscité de nombreuses critiques : « On se tire une balle dans le pied au niveau de la France, de l’Europe, des développeurs et de la supply chain… " Avec des prix aussi bas, dans le meilleur des cas, si le projet est faisable, c’est en étranglant la supply chain qui rencontre déjà d’énormes difficultés . Les trois grands turbiniers présents en Europe (Siemens-Gamesa, le danois Vestas et l’américain General Electric perdent beaucoup d’argent et c’est la même chose pour les installateurs en mer…. Nous sommes dans une situation paradoxale où l’on risque de faire couler le navire alors qu’il y a un marché très porteur »

« Nous sommes tous très embêtés sur le niveau de prix de cette attribution. Nous avons énormément poussé les curseurs, mais nous ne pouvions pas atteindre ce niveau. Nous sommes pourtant un acteur compétitif, avec des appels d’offres remportés dans plusieurs régions du monde # énergéticien, dont le portefeuille de projets est particulièrement conséquent…Ces 45 euros le mégawattheure envoient un signal prix difficilement viable »

« Avec un prix si bas, le développement du parc éolien en mer normand aurait-il réellement des risques d’être compromis ? Le fait que le capital d’EDF soit bientôt entièrement détenu par l’Etat écarte cette éventualité. En revanche, ses compétiteurs, dont la plupart sont cotés en Bourse et donc rapidement sanctionnés par les investisseurs en cas de projets risqués, ne peuvent  s’empêcher de s’interroger sur l’équation financière de cette offre et sa rentabilité. » EDF va devenir 100 pour cent étatique et peut certainement  avoir un raisonnement qu’on ne peut pas avoir. Peut-être qu’ils envisagent aussi de renégocier le prix ultérieurement » 

« La pertinence de ces appels d’offres se pose vraiment. Est-ce que ce secteur est ouvert à d’autres participants qu’EDF ? Nous n’avons pas de problème si le gouvernement souhaite lui attribuer systématiquement le développement de ces parcs, mais il faut que les règles soient claires »

NB : lors d’une  audition publique sur les innovations technologiques de l’éolien offshore de l’Office Parlementaire d’Evaluation des Choix scientifiques et  technologiques (2 février 20220) , certains participants s’inquiétaient :  « les  turbiniers européens  sont en mauvais état économique parce qu’ils se sont fait prendre à la course à la taille sans pouvoir rentabiliser leurs efforts de développement.  Le développement rapide de l’éolien off shore européen est pour eux  une question de survie.  Par contre les  turbiniers Chinois sont en pleine forme et il y a un vrai risque qu’ils balaient tout, comme pour le photovoltaïque »

Avec de tels appels d’offres, l’industrie éolienne européenne n’a plus besoin d’ennemis…et sera balayée avant d’être née.

Aide  d‘Etat clandestine, détournement de fonds public, abus de biens sociaux, concurrence déloyale ?… les concurrent évincés d’EDF ne devraient pas manquer d’arguments pour fragiliser  et attaquer juridiquement le résultat de l’appel d’offre.

Le moins qu’on puisse dire  est le contribuable sera appelé à subventionner chèrement un programme éolien off-shore insensé (40 GW, 50 parcs éoliens couvrant des milliers de kilomètres carrés marins) ; un programme inutile voire nuisible pour l’objectif de décarbonation de l’électricité (car exigeant un back-up fossile), ruineux pour les consommateurs, dangereux pour la sécurité d‘approvisionnement électrique, néfaste à l’économie locale, ravageur pour nos paysages littoraux et leur riche biodiversité,

Energies renouvelables : comment l'administration a raté l'allocation de près d'un gigawatt d'éoliennes ou le faux couac ?

 Energies renouvelables : comment l'administration a raté l'allocation de près d'un gigawatt d'éoliennes ou le faux couac ?

En raison d'un couac administratif, le ministère de la transition énergétique a pourvu seulement 6 % du dernier appel d'offres sur les éoliennes en France.

 L'image qui vient à l'esprit de Mattias Vandenbulcke, directeur de la stratégie de France énergie éolienne (FEE), est celle de « la maison qui rend fou » , dans le dessin animé des Douze travaux d'Asterix , diffusé en 1976, où le héros gaulois, accompagné d'Obélix, tous deux partis à la recherche du « laisser-passer A38 » , se perd dans les bureaux, les étages, les circulaires et les formulaires de la bureaucratie romaine. La métaphore dit l'incompréhension et l'exaspération des acteurs des énergies renouvelables après la confirmation par le ministère de la transition énergétique d'un raté majeur lors du dernier appel d'offres sur les éoliennes terrestres : l'Etat devait attribuer, fin mars, l'équivalent de 925 mégawatts à des producteurs d'électricité, il n'en a pourvu que 54, soit moins de 6 %. Un résultat jugé catastrophique par la filière. Selon nos informations, le même scénario devrait se reproduire, dans quelques jours, avec l'appel d'offres sur l'énergie solaire où 925 mégawatts, censés être mis en service d'ici trois ans, sont également en jeu. Des puissances non négligeables à l'échelle de la France : en 2022, les nouvelles installations d'éoliennes et de panneaux solaires avaient représenté respectivement 1 900 et 2 600 mégawatts

La raison principale ? Une modification sibylline dans la rédaction du cahier des charges des appels d'offres conduisant à l'invalidation, d'emblée, de trois-quart des soixante dossiers de parcs éoliens terrestres, faute de répondre à un critère réclamé par l'administration. « L'issue de cet appel d'offres est inacceptable » , reconnaît l'entourage de la ministre de la transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher.

Colère de tout le lobby éolien qui exige de la CRE une rectification rapide

La réalité : ce que n’ont pas vu ou pas voulu voir  les margoulins de l’éolien

Une garantie financière plus étendue pour assurer que les projets aillent à terme

l 'exigence, pour les promoteurs, de disposer d'une garantie financière plus étendue afin de les inciter à aller au bout de leurs projets. Soit un surcoût dérisoire à l'échelle des sommes engagées. Une ligne d'une annexe qu'il fallait avoir remplie correctement pour ne pas être exclu mais que la majorité des développeurs n'ont pas vu dans l'accumulation des demandes administratives.

Une tentative de margoulin pour faire augmenter les prix

Pour inciter les producteurs à proposer des prix les plus bas, le gouvernement, sur la recommandation de la CRE, a décidé de ne pas indiquer de montant plafond. L'objectif était d'éviter que les candidats fixent leur prix au plus près de cette somme pour maximiser leurs gains. Les candidatures se faisaient donc, pour la première fois, en aveugle. Or, les producteurs ont proposé des tarifs élevés, plus importants que ceux escomptés par les pouvoirs publics. A cause de la hausse du coût des matières premières et des taux d'intérêt, justifient les entrepreneurs de l'éolien. A cause de l'inflation, certes, répond la CRE, mais aussi parce que certains ont « tenté leur chance » en proposant des montants supérieurs à leurs coûts de construction. D'où le fait que sur les douze dossiers ayant franchi le premier écueil administratif, quatre seulement ont réussi la deuxième étape, financière, et ont donc été retenus

https://www.lemonde.fr/economie/article/2023/03/27/energies-renouvelables-comment-l-administration-a-rate-l-allocation-de-pres-d-un-gigawatt-d-eoliennes_6167189_3234.html

L’éolien off shore : 1) une équation économique incertaine, une technologie non mature, un coût très élevé de l’électricité pour une décarbonation très peu efficace, voire contestable.

Résumé : Coût  extrêmement  élevé, technologie non mature,  forte dépendance en matériaux stratégiques, occupation extravagante de l’espace maritime, des projets à risque aggravé et des problèmes en séries. 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 ; 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. En conséquence, la seule urgence qui s’impose est celle d’un moratoire

1) « S’il y a un truc qu’il faut arrêter tout de suite, c’est bien ça ! « 

 Jean Marc Jancovici, ( Fondation Nicolas Hulot, X-environnement, Shift Project, Haut Conseil pour le Climat…). Témoignage devant la Commission Aubert, 16 mai 2019

« 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 Eoliennes flottantes du Golfe du Lion, Eolmed;  Provence Grand Large,  EOlfi

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. »

https://www.theguardian.com/business/2021/apr/29/rsted-says-offshore-uk-windfarms-need-urgent-repairs

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. »

 https://www.academie-sciences.fr/fr/Rapports-ouvrages-avis-et-recommandations-de-l-Academie/quelle-place-pour-les-eoliennes-dans-le-mix-energetique-francais.html#:~:text=La%20France%20produit%20une%20%C3%A9lectricit%C3%A9,et%20le%20photovolta%C3%AFque%20(2%25).

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.