2 tweets remarquables de @XXC Benard @vbenard et un dossier de 2016 très complet de Sauvons Le climat (Hubert Flocard). Le texte ci-dessus est entièrement basé sur celui C Benard
https://twitter.com/vbenard/status/1605832512076333056?t=CdPQruEbHhkwDzpjcMcWvA&s=09
https://twitter.com/vbenard/status/1604744608574906368
https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf
Et bien
oui. L'île de El Hierro (archipel des Canaries), a tenté de le faire. La presse
mondiale a célébré cette tentative au démarrage du projet. En fait, c'est un
échec abyssal.
Sur le
papier, l'île a tout pour être un prototype idéal de la transition énergétique
Moins
de 300 km2 et de 11 000 habitants, isolée (pas de câble d'alimentation
électrique venant d'ailleurs), mais un régime de vent favorable et un relief
escarpé.. sommet à 1500m) permettant d'installer une STEP (Station de Transfert
d'Énergie par Pompage) à 700m d'altitude à moindre coût, en utilisant un
cratère de volcan inactif, dont avec peu de génie civil. Une STEP est supposée
être le moyen le plus efficace de stocker les surplus d'énergie éolienne: le
surplus est utilisé pour pomper de l'eau vers le réservoir haut, agissant comme
un lac de barrage, relâchant l'eau vers une usine hydroélectrique en cas de
besoin. La possibilité d'installer une STEP à "moindre coût", en
l'absence d'autre alternative de stockage digne de ce nom (le stockage batterie
ou hydrogène relève pour l'heure du fantasme technologique très loin de la
faisabilité concrète, pour une autre fois), ... laissait espérer que les
générateurs diesel de la centrale existante, qui ont été conservés par
prudence, ne fonctionneraient que lors de périodes de creux de vent tout à fait
exceptionnelles.
Les
conditions de vent laissaient espérer un facteur de charge des éoliennes de
50%, très loin au dessus de ce qu'on observe généralement dans l'éolien
continental (France ≈14%, Allemagne Idem). Et l'ensemble du projet,
subventionné par l'Union Européenne, a été conçu sur des bases techniques
conformes aux meilleurs standards du moment. Notamment, les éoliennes Enercon
(allemandes) sont conçues pour "lisser" les à-coups du vent, limitant
théoriquement leurs impacts sur la stabilité de la grille. (un point qui va
s’avérer important)
Une
étude technique de 2012 concluait d’ailleurs que la turbine hydraulique de la
STEP serait un bien meilleur stabilisateur de réseau que les backups diesel.
Bref,
le projet naissait sous les meilleurs auspices, et lors du lancement du projet
en 2015, la presse du monde entier a chanté les louanges d'El Hierro,
"première île autonome grâce aux énergies renouvelables". Exemple de
lyrisme de l’époque par un journal habituellement plus sérieux.
« Avec
FUTURE, décollez pour les Canaries à la découverte de l'île d'El Hierro,
classée "réserve de la biosphère" par l'Unesco. C'est un paradis
perdu de 11.000 habitants mais aussi une des îles les plus innovantes au monde
: grâce à une incroyable centrale hydro-éolienne, elle a atteint l'indépendance
énergétique. Etre autonome grâce aux énergies renouvelables, ce sera bientôt
l'objectif de toutes les îles de la planète ! Décollez pour les Canaries avec
FUTURE. »
Un coût faramineux pour un projet survendu dès le départ et des résultats très loin des attentes
L'investissement
a tout de même coûté la bagatelle de 82 M €, pour 5 éoliennes, 16,5 M€ par
turbine. Et ce sans compter l'usine diesel, pré-existante, juste améliorée pour
l'occasion. Par comparaison, en France, on estime le coût d'installation
d'éoliennes de 2 à 3 MW avec simple raccordement à la grille (sans STEP ni
aucun autre dispositif de lissage) entre 2 et 4M€.
La STEP, malgré des conditions favorables, car le réservoir supérieur est situé dans un ancien cratère volcanique, donc n'a pas nécessité de lourd génie civil, a tout de même représenté les 2/3 du coût. Bref, toutes les chances étaient du côté du projet, qui a été mis en service en 2015.
Pourtant, les résultats ont été, c'est le moins qu'on puisse dire, très loin des attentes.
Tout
d'abord, des ingénieurs ont noté que le réservoir de la STEP avait été très
fortement sous-dimensionné, le cratère existant n'étant pas extensible. S'il
avait fallu construire une STEP plus importante, en supposant qu'un autre site
ait été possible, cette STEP aurait évidemment coûté beaucoup plus cher. Or, le
système complet turbines + STEP "à l'économie", on l'a vu, a quand
même multiplié par ≈5 le prix moyen par éolienne installée. On n'ose imaginer
ce qu'aurait coûté une STEP correctement dimensionnée...
Bien
que les promoteurs du projet savaient cela, le projet avait été vendu comme
"net zéro" pour toucher les subventions, mais la taille du réservoir
rendait inévitable l'entrée en marche plus fréquente que prévu des diesels de
secours. Mais ce point, pour important qu'il soit, n'explique pas l'ensemble
des défaillances du système global.
En
effet, les turbines étaient supposées être capable de produire 40%
d'électricité de plus que la demande total de l'île (50 GWh contre 35), et l'on
espérait que malgré le réservoir trop petit, la somme de l'électricité
"vent+stockage" fournie à l'île soit supérieure à 65%.
Dès
les premières années, ce résultat n'a pas été atteint, l'électricité décarbonée
ne représentant que 40% du total entre 2015 et 2017. Et comme l'électricité ne
représente que 23% de la consommation d'énergie primaire de l'île,
l'installation décarbonée n'a représenté que moins de 10% de la consommation
énergétique de l'île. Très loin de l'autonomie chantée par la presse, donc.
En
2020, la situation s'est à nouveau détériorée, puisque d'après le site de
l'exploitant, l'usine diesel (Llanos Blancos) représente toujours 58% de
l'électricité produite dans l'île.
L'exploitant,
GdV, essaie de publier les chiffres sous un jour flatteur en "nb d'heures
100% renouvelables" : 2300 en 2018, 1293 en 2020.. Sauf que cela
ne représente que 26 et 14,7% du temps. Le reste: mix Diesel et vent, et
souvent 100% diesel.
Et vous
noterez à quel point cette performance déjà médiocre une "bonne"
année est erratique du fait de la variabilité du vent d'une année sur l'autre. L'ingénieur
Allemand Benjamin Jargstorf a réalisé un examen détaillé des 2 premières années
de fonctionnement du système.
http://euanmearns.com/an-independent-evaluation-of-the-el-hierro-wind-pumped-hydro-system/
Ses
conclusions sont surprenantes:
Les
5 éoliennes ont rarement fonctionné à leur capacité maximale. Leur
production a fréquemment dûe être réduite de 11,5 à 7 ou 8 Mw de puissance pour
des problèmes de stabilité du réseau. De fait, le facteur de charge réel
des éoliennes se situe nettement sous 40%.
Pire,
une partie des problèmes d'instabilité proviennent de la STEP. Les
"temps de réaction" des turbines de la STEP sont trop élevés par
rapport aux variations parfois quasi instantanées de la production liée au
vent, malgré les capacités de lissage des turbines Enercon. Résultat, alors
que les promoteurs du projet espéraient pouvoir "éteindre"
complètement les diesels, ils ont dû se résoudre à les laisser tourner le plus
souvent au ralenti, comme dans un backup classique éolien-gaz, de façon à ce
que l'énergie cinétique des turbines permette des redémarrages quasi
instantanés en cas de variation de charge rapide de l'éolien sur le réseau.
L'étude
de 2012 (citéee plus haut) qui soutenait que la STEP ferait un meilleur job que
le diesel s'est donc lourdement plantée.
Pire, l'usine hydroélecrique n'a produit que 4% de l'électricité fournie au réseau (en 2016) au point que Jargstorf estime qu'un fonctionnement purement "diesel-vent" serait plus efficace en terme de réduction totale de la consommation de fuel. Le site "Energy Matters" tient à jour un portail qui listait et commentait les rapports de performance d'El Hierro jusqu'en 2019 (le site a cessé de publier depuis).
Parmi d'autres voici un exemple de diagramme de production d'électricité sur l'île du 16 au 19 juin 2017.
On
voit clairement: que malgré le surplus de vent le 16, le diesel n'est jamais
arrêté, que l'hydraulique ne pourvoit qu'à une fraction du déficit de vent les
17 et 18, et que c'est le diesel qui "tient la baraque" du 17 au 19.
La
période de fonctionnement la plus favorable du système semble avoir eu lieu de
Juillet à septembre 2018 : Visiblement, la STEP, malgré son coût, n'absorbe
que de très courtes périodes sans vent. Dès que le calme se prolonge, le
diesel reste absolument indispensable.
Les
éoliennes n'ont pas été capables d'assurer le remplissage du réservoir (bien
que trop petit) en permanence, du fait de leur incapacité de produire au max de
leur capacité lorsqu'il y avait assez de vent, et de périodes sans suffisamment de vent plus
longues que prévu.
En
2018, les 18 employés de l'usine de backup diesel de Llanos Blancos ont fait
grève, le nombre d'opérations nécessaires pour assurer le maintien du
fonctionnement de la grille de l'île ayant été multiplié par 4 depuis la mise
en service du système combiné vent+STEP – Apparemment, le maintien de la
stabilité de la grille demande bien plus de travail aux salariés de l'opérateur
qu'une grille classique.
Bref, pour une demande instantanée moyenne de 4,6 GW, l'île dispose d'éoliennes de 11,5 MW, d'une centrale hydroélectrique de 11,32 MW (cf twitt n°6), et d'un backup diesel de 11,2MW. Trois installations redondantes qui n'ont décarboné que 40% de l'électricité de l'île. Trois installations pour le d'une !
Il faut bien payer pour toute cette redondance. Le prix de revient du KWh sur l'île est estimé à 80 Cts d'€ (d'autres estimations parlent de 1,38€ du Kwh) : 4 fois plus que la moyenne européenne, 7 fois plus qu'aux USA.
Ce prix est très subventionné par le gouvernement espagnol et l'UE. L'habitant ne paie que le tarif national, 25 cts. Le conseil de l'île, qui possède les 2/3 de GdV, a négocié une subvention de 12M€ basée sur la capacité installée et non sur les résultats réels !
Résultat, le conseil de l'île réalise un excédent de 14 M€ sur une centrale qui ne contribue qu'à réduire de 10% la part totale d'énergie primaire carbonée consommée par une île de 10 000 habitants.
GdV indique une économie de Fuel de ≈6000t en 2020, et 7600 en 2018. Soit entre 15500 et 18200 t de CO2 économisées. Une subvention de 12M€ correspond donc à un prix de la tonne de CO2 entre 659 et 774€.
Sur les marchés des crédits carbone, la tonne vaut 87 euros en europe (et en valait moins de 30 en 2020). Elle vaut moins de 30 USD en Californie. De là à parler de hold up ?
Jargstorf
relaie l'hypothèse parfois émise que les politiciens de l'île et les promoteurs
ont délibérément grugé les subventionneurs en leur faisant miroiter un faux Net
Zéro qu'ils étaient certains de ne pas accomplir.
Bref,
malgré des conditions de vent hyper favorables au départ, et un relief
permettant d'installer une STEP, ce projet peut être qualifié de désastre
technologique et économique, alors qu'il était supposé montrer la faisabilité
d'une grille 100% renouvelables... Même si les habitants et élus de l'île
continuent de chanter ses louages et clamer qu'il s'agit d'un succès, ce qui,
de leur point de vue (€€€), est exact..
Quelles
leçons tirer de ce projet ?
1) Les STEP ne sont pas, en l'état actuel de la technologie, une solution miracle pour lisser l'intermittence de l'éolien. Bien qu'elles soient malgré tout moins chères que des batteries ou qu'une chaîne logistique à hydrogène, (...) Elles multiplient par un lourd facteur le prix unitaire des éoliennes et ne remplissent pas correctement leur rôle d'amortisseur d'intermittence et d'à-coups de grille. Et le prix d'une STEP correctement dimensionnée serait encore plus élevé que dans le projet espagnol
Et de toute façon, le nombre d'endroits où on peut en installer n'est pas illimité, un relief important est indispensable. En France, le potentiel de production par STEP est de 6 à 7 TWh par an au plus, soit moins de 5 jours de consommation d'électricité au rythme actuel, et bien moins si on prétend électrifier un grand nombre d'opérations actuellement assurées par des "processus flamme"
2
) À partir d'un certain pourcentage d'éolien dans une grille, en l'état actuel
des meilleures technologies de turbines, la stabilité du réseau devient
problématique et nécessite de faire opérer les éoliennes très en dessous de
leur capacité nominale. (...)
Sachant
que seules les centrales fossiles semblent avoir la réactivité nécessaire pour
amortir les à-coups des parcs éoliens, et que peu de sites présentent une
géographie de vent aussi favorable que El Hierro, on peut donc dire que l'électricité
éolienne est une électricité fossile, légèrement décarbonée par un peu de vent.
C'est particulièrement évident en Allemagne, où depuis mi-Novembre, les
back-ups charbon et gaz tournent à plein régime pour compenser une longue
période sans vent ni soleil
3)
Les promesses "sur le papier"3 des projets d'énergies renouvelables
ont une valeur inversement proportionnelle aux subventions qu'ils peuvent
rapporter. Aveuglés par le hype écolo-correct, les gouvernements perdent tout
discernement... avec l'argent du contribuable
En fait, à El Hierro, un site particulier bien venté, un projet éolien classique sans STEP aurait pu être rentable voire peut-être très rentable sans subventions, à défaut d'être médiatique ou "net zéro". Mais le projet avec STEP a été délibérément conçu pour maximiser son rapport subventions/investissements au profit de ses parties prenantes, pas son bénéfice environnemental.
Extraits de l’étude étude (de 2016 d'Hubert Flocard, physicien CNRS, de Sauvons Le Climat
https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf
El Hierro,
une île à l’électricité 100%renouvelable ? Hubert Flocard
Résumé :
Cet été, les médias ont fait abondamment
état de ce que l’île d’El Hierro, dans les Canaries, bénéficiait désormais d’un
mix électrique 100% renouvelable. En fait cette annonce ne s’appuyait, en tout
et pour tout, que sur deux heures de fonctionnement de l’installation Gorona
del Viento (GdV). Le 9 Aout, une brève démonstration conforme à l’objectif
annoncé dans le document projet a été réalisée. Enthousiaste, au nom du
Syndicat des Energies Renouvelables, Ségolène Royal, la ministre de
l’environnement et de l’énergie français, récompensait aussitôt le projet. Quel
est le constat global aujourd’hui, pour cette installation inaugurée en Juin
2014 ? Un investissement financier considérable, s’appuyant à 43 % sur des
subventions publiques espagnoles et européennes et conduisant à un système
complexe avec plus de 34 MW de puissance installée (diésel, éoliennes et
station de transfert d’énergie par pompage pour un tiers chacun) sur une île
dont le besoin électrique maximal n’est que de 7.6 MW, soit quatre fois moins.
GdV qui n’a quasiment rien produit pendant toute une année s’est réveillé à la
fin Juin 2015. La réalité des performances après six mois d’une exploitation
véritable sur la seconde partie de 2015 est la suivante: pour les trois mois
les plus favorables, car les plus ventés de fin juin à fin septembre, la
contribution renouvelable a été inférieure à 42 %. Sur une demi année, le
résultat est encore plus décevant avec seulement 30 % de couverture
renouvelable. Pendant 13 % du temps, la consommation électrique a dû être
intégralement assurée par la centrale diesel. En fait, compte tenu de la
production éolienne et de la consommation électrique, même si tous les efforts
avaient été tentés pour atteindre la meilleure couverture renouvelable
possible, celle-ci n’aurait pas pu dépasser 46,3 %
On
peut montrer que compte tenu de la production de la ferme éolienne pendant les
six derniers mois de 2015, la fraction renouvelable n’aurait pas pu dépasser
46,3 %. Si on suppose que pour des raisons de stabilité du réseau, une fraction
de l’ordre de 25 % de la consommation devait être couverte en permanence par
des systèmes disposant des capacités inertielles des turbines diesel ou
hydroélectrique, la fraction renouvelable maximale aurait nécessairement été
inférieure à 45 %. · Comme ces résultats optimaux ne
sont obtenus que si toute la puissance éolienne est utilisée pour produire de
l’énergie, soit en étant directement injectée dans le réseau, soit en y
revenant après être passée par les pompes et les turbines, ces valeurs
optimales ne seront pas atteintes s’il est décidé qu’une fraction de l’énergie
éolienne envoyée à GdV soit utilisée pour pomper de l’eau pour des besoins
comme l’irrigation.
· Selon des publications récentes,
GdV devrait toucher un revenu de ~7 M€ pour son activité 2015. Ceci place le
coût du kWh électrique produit par GdV à 800 €/MWh en 2015 et met le coût de la
tonne de CO2 évitée à plus de 1050 €.
· Le contrat que le consortium a
signé avec le gouvernement espagnol ne récompense pas beaucoup financièrement
GdV pour sa production électrique et donc ne l’encourage pas à atteindre la
fraction renouvelable maximale. Il décourage même la production par les
turbines hydrauliques puisque celles-ci sont au moins autant payées quand elles
sont à l’arrêt que quand elles fonctionnent
· Tous ces résultats sont bien sûr connus des ingénieurs travaillant à GdV. En fait, ils avaient été prédits avec une bonne précision et annoncés publiquement avant même l’inauguration de GdV par des ingénieurs ayant travaillé à la réalisation de ce projet.S. Gonzales et J. Falcon. Dans ce texte, les deux ingénieurs s’insurgent de ce qu’ils appellent les phrases grandiloquentes concernant GdV. Ils insistent sur le fait que dans les meilleures conditions possibles, GdV ne peut atteindre qu’une fraction renouvelable de 55 % (en Sect. VII au moyen des données éoliennes et de consommation de la seconde partie de 2015, nous trouvons 46,3 %) et que 25 % sera probablement plus près de la réalité (en Sect. VI nous avons vu que sur ces mêmes six mois on a observé 30.2 %). Bien qu’ils ne discutent pas les termes du contrat signé avec l’état espagnol, ils prédisent que GdV va conduire à une augmentation du prix de la production du MWh électrique sur El-Hierro. Ils ajoutent que rien dans ce projet ne peut être considéré comme technologiquement innovant. Avec le recul, ce document présente les qualités de lucidité, de précision et d’honnêteté qui manquent singulièrement à l’immense majorité des publications qui ont été consacrées à Gorona del Viento depuis son inauguration.
NB : puisqu'une étude (Jargstorf) dit qu'on pourrait obtenir la même réduction d'émissions sans faire la STEP, un projet classique de décarbonation de l'antique centrale fioul par des éoliennes, sans STEP, n'aurait il pas été rentable, vu la qualité du site niveau vent ?" Le coût moyen du Kwh produit par la centrale diesel d'El Hierro était en 2011 de... 0,242€ du kWh / 242€ du MWh. (H. Flocard dit 200). C'est pourri. Et indique pour cette station des émissions CO2 de 1152g/kWh, autant qu'une centrale charbon allemande. Donc, à partir de ces performances peu enviables…réponse oui !
