23/04/25 Coût de l'électricité excédentaire - souveraineté énergétique - baisse des vents - etc...
- Vent Contraire en Touraine & Berry
- 23 avr.
- 20 min de lecture
Dernière mise à jour : 15 mai
Le ministère de la transition énergétique met tout en œuvre pour imposer la PPE3, malgré une opposition très factuelle d'experts, de politiques avisés, de patrons d'entreprises...
Voici des informations autour de ce sujet.
Pour commencer une info ahurissante de JP Riou qui a retransmis un article de MONTEL News
(fournisseur d'information de premier plan sur le marché de l'énergie). Vous aurez du mal à le croire!!!
Le plus triste est que nous payons tous pour cette gabegie.
12 000 €/MWh pour écouler chaque MWh d'une production électrique indésirable Une aberration à connaître à qui veut donner son avis sur les prix Mise à jour de mon dernier article https://lemontchampot.blogspot.com/2025/04/pour-un-moratoire-immediat-sur-leolien.html
Montel News a donné des précisions sur le coût des "moyens post marché exceptionnels et coûteux" que RTE déclarait devoir employer quasiment quotidiennement en raison de l'insuffisance des offres d'ajustement, en indiquant que le 2 mars RTE avait payé presque 12000€/MWh aux gestionnaires de réseaux voisins pour exporter l'électricité excédentaire.
On peut regretter que les données de prix et de volume de ces moyens post marché ne semble pas accessible de façon transparente par RTE au public non professionnel. Ces coûts sont en effet au cœur de la viabilité des énergies intermittentes dans un marché libéralisé de l'électricité et le citoyen est en droit de comprendre le bien fondé de l'utilisation de ses impôts.
Deux déclarations très argumentées de David Lisnard président des maires d'une part, et de Raphaël Schellenberger expert sur l'énergie . Il a présidé en 2023 la commission sur les raisons de la perte de souveraineté et d'indépendance énergétique de la France.
Notre avenir énergétique doit être débattu et programmé sur la base d'une vision politique, et non d'une logique technocratique – au risque, comme c'est le cas en l'espèce, d'aboutir à un document hors-sol, produit d'un pilotage administratif désincarné.
La question de l’énergie est structurante et fondamentale. Elle est essentielle dans tous les aspects du développement humain, du confort et du pouvoir d'achat des ménages, de la compétitivité économique, et notamment de l'industrie, pour la souveraineté de la nation.
Le gouvernement s'apprête à engager plus de 300 milliards d'euros dans sa politique énergétique par un simple décret, sans vote parlementaire, sans étude d'impact public, sans débat de fond. Cette programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3), qui fixe notre trajectoire jusqu'en 2035, s'impose dans l'opacité, au mépris de la délibération démocratique, de la pertinence de la politique énergétique, de la vigueur industrielle et de la responsabilité budgétaire.
Notre avenir énergétique doit être débattu et programmé sur la base d'une vision politique, et non d'une logique technocratique – au risque, comme c'est le cas en l'espèce, d'aboutir à un document hors-sol, produit d'un pilotage administratif désincarné. Trajectoire. Destiné à fixer notre trajectoire énergétique pour dix ans, ce texte repose sur des projections irréalistes : entre 500 et 600 TWh de consommation électrique en 2035, contre 449 en 2024. Or, la demande a été cassée par la hausse des tarifs depuis trois ans et aucune des grandes filières censées porter cette augmentation – véhicules électriques, rénovation thermique, hydrogène, électrification industrielle – ne connaît pour l'instant le développement attendu.
Alors que la France a exporté un volume record d'électricité de près de 100 TWh en 2024, dans un contexte de prix bas, voire négatif, qui a contrainte EDF à vendre à perte, produit davantage d'électricité intermittente résultant d'une logique d'offre déconnectée des besoins réels Parallèlement, la PPE3 prévoit un triplement de la production éolienne et solaire sans que soit posée la question de l'usage réel de cette électricité. Cette logique s'étend à l'éolien en mer, avec un objectif assez délirant de 50 GW installés d'ici à 2050 : une quarantaine de projets sont d'ores et déjà envisagés sur les façades atlantiques et méditerranéennes, sans évaluation sérieuse de leur utilité énergétique, de leur coût réel ni de leur impact écologique et maritime, quand parallèlement le nucléaire manque de moyens de développement. Quelles sont les raisons et les influences de ce choix de l'éolien offshore ?
Alors que la France a exporté un volume record d'électricité de près de 100 TWh en 2024, dans un contexte de prix bas, voire négatif, qui a contraint EDF à vendre à perte, produit davantage d'électricité intermittente résultant d'une logique d'offre déconnectée des besoins réels. Elle alimente une filière largement subventionnée, dont l'influence croissante sur les choix énergétiques publics interroge, tant par ses relais dans l'administration que par les mécanismes de rente qu'elle consolide.
Subventions. Et ce n'est qu'un début. Si elle était appliquée en l'État, le poids financier de la PPE3 – infrastructures, subventions, centrales thermiques d'appoint, pertes sur les marchés – serait répercuté sur les factures des entreprises et de l'ensemble des Français. Un tel modèle accroît mécaniquement la pression sur les ménages et pénalise notre compétitivité industrielle. Cette stratégie désorganise aussi le fonctionnement du parc nucléaire. Pour laisser la priorité d'accès au réseau à l'électricité solaire ou éolienne, les réacteurs doivent réduire, puis réaugmenter leur production en très peu de temps. Ces variations de charges, brutales et répétées, accélèrent l'usure des installations, alourdissent les coûts et fragilisent le système. Ce n'est ni rationnel, ni soutenable ; et sans aucun intérêt environnemental.
La France s'aligne sur une trajectoire énergétique dictée au niveau européen, fondée sur la montée des énergies renouvelables intermittentes et la marginalisation du nucléaire. Cette orientation est en contradiction flagrante avec les engagements réaffirmés par le Conseil de politique nucléaire du 17 mars dernier. L'Académie des sciences elle-même s'en alarme, rappelant que notre électricité est déjà décarbonée à plus de 90 %, grâce au nucléaire et à l'hydroélectricité. Pourquoi désorganiser ce système en y imposant des sources intermittentes, coûteuses et dépendantes de composants et de technologies majoritairement voire quasi exclusivement chinoises ?
Tensions géopolitiques. Dans un marché européen instable, soumis à des tensions géopolitiques extrêmes, il est contraire au principe de sécurité énergétique de fonder notre approvisionnement sur l'importation de 39 GW d'électricité d'ici 2050 — soit 60 % de notre parc nucléaire — quand l'ENSREG, l'association des régulateurs européens de réseaux, alerte sur des risques d'inadéquation offre-demande à l'échelle européenne dans les années qui viennent. Une stratégie énergétique n'est pas un empilement d'objectifs réglementaires. Elle exige des priorités, des arbitrages, une hiérarchie. En somme, une vision. La PPE3 ignore cet impératif fondamental. Elle traite l'énergie comme un objet environnemental isolé et non comme une ressource de puissance économique, industrielle et stratégique.
La compétitivité énergétique est essentielle à notre souveraineté, y compris en matière de défense : on ne rebâtit pas une industrie d'armement ou un écosystème stratégique avec une énergie chère, instable et soumise à des injonctions contradictoires.
Dans ses discours – à Belfort en 2022, puis en mars 2025 devant les industriels de l'énergie –, le président de la République a affirmé vouloir relancer le nucléaire au nom de la souveraineté et de la réindustrialisation. Une telle ambition suppose de l'assumer et de la concrétiser en actes. Mais où est cette ambition dans un texte qui réduit le nucléaire à une simple variable d'ajustement, subordonnée à un équilibre préétabli entre filières, sans ni fondement industriel, ni cohérence économique ou vision stratégique ? On ne peut pas en même temps vouloir un socle nucléaire solide tout en empilant des capacités massives d'énergies renouvelables prioritaires et non pilotables. Face à ces contradictions, nous avons à redéfinir nos priorités, avec trois exigences simples : la sobriété budgétaire, la souveraineté énergétique, la lisibilité politique.
Cela suppose :
–de préserver intégralement la relance nucléaire prévue dans la PPE. Priorité aux EPR2, aux SMR, et à la relance du débat sur les réacteurs de quatrième génération (ASTRID), comme le recommande plusieurs experts ;– de revendiquer au niveau européen l'intégration pleine du nucléaire dans la taxonomie verte et plus largement dans tous les textes et procédures, pour garantir son accès aux financements et ne plus avoir à demander à la Direction générale de la concurrence d'adouber les projets nucléaires alors même qu'elle n'intervient pas dans les grands projets renouvelables ;–de relier clairement notre stratégie énergétique aux priorités industrielles, de compétitivité et d'autonomie technologique ;–d'imposer une discipline budgétaire, en mettant fin à la logique inflationniste des subventions aux énergies intermittentes.
Cet EPI3 n'est pas une technique d'ajustement. Elle s'engage tout l'avenir du pays. Elle ne peut passer en force par voie réglementaire mais doit vite faire l'objet d'un débat parlementaire prioritaire et d'un vote démocratique. Ainsi va la France.
Dans une lettre au premier ministre, l'élu, connu pour avoir présidé la commission d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d'indépendance énergétique de la France, tire la sonnette d'alarme.
La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) sera débattue à l'Assemblée nationale le 28 avril. Ce texte est censé fixer les grandes orientations stratégiques de la France dans le domaine de l'énergie. Raphaël Shellenberger, député du Haut-Rhin et fin connaisseur du sujet, propose « une réponse concrète » au premier ministre dans une lettre que Le Figaro a consultée.
« Soyons clairs : la PPE3, dans sa version actuelle, ne répond ni aux attentes du pays ni à l'exigence du moment. Sa construction a souffert d'un déficit de méthode, mais aussi d'un cadre légal devenu illisible », explique Raphaël Schellenberger. La PPE se veut une réponse à une première souffrance, sortir progressivement le pays de sa dépendance aux énergies fossiles. Un objectif partagé dans l'hémicycle, contrairement aux moyens à mettre en œuvre pour y parvenir. Si le texte de la PPE aborde divers moyens de production d'énergie décarbonée, biogaz, géothermie, récupération de chaleur fatale... C'est sur la production d'électricité qui ne représente que 40% de la consommation énergétique que tous les regards se portent.
« Puisque notre stratégie de décarbonation repose sur l'électrification, des ajustements sont nécessaires – et justifiés par la concertation - pour rendre l'ensemble crédible et acceptable », note Raphaël Schellenberger.
Conscient de la complexité du sujet qui ne peut pas se résumer à quelques petites phrases bien senties prononcées dans l'hémicycle ou en marge d'une visite de site industriel, le député alsacien plaide pour la création d'une commission parlementaire mixte, qui pourrait être composée de 25 députés et 15 sénateurs pour élaborer un texte. Il vise notamment à « renforcer le rôle de contrôle du Parlement, qui sur des sujets aussi stratégiques que l'énergie, doit exercer pleinement ses missions de contrôle de l'action de l'État».
Cinq axes principaux d'action
La priorité devrait être donnée à l'intégration de l'électrification des usages dans notre stratégie de décarbonation, avec un accent mis sur l'électrification de l'industrie et des bâtiments. Cela passe par un prix de l'électron attractif - on sait les difficultés rencontrées par EDF pour trouver un accord avec ses plus grands clients - et des dispositifs cohérents. Par exemple, mieux valoriser un chauffage électrique performant dans un diagnostic de performance énergétique (DPE). « Le passage au véhicule électrique est plus complexe, il ne s'agit pas seulement d'un changement de technologie mais d'introduire une véritable rupture sociétale », analyse le député.
L'élu prône ensuite une mise en adéquation de la production à la demande électrique. Le déploiement du solaire, qu'il qualifie de « passager clandestin du système électrique français », ne devrait pas être accéléré. Comme d'autres, il invite à une réflexion sur l'association de l'installation de nouvelles capacités de production d'électricité photovoltaïque avec des moyens de stockage. L'Inde impose ainsi que les nouvelles installations solaires soient accompagnées de solutions de stockage représentant 10% de leurs capacités de production. Il appelle aussi à « repenser le calendrier des appels d'offres pour l'éolien en mer » et à « clarifier le rôle du nucléaire dans notre futur énergétique. Les six premiers EPR2 visent à accroître la production électrique, tandis que le remplacement des réacteurs de première génération viendra dans un second temps, garantissant ainsi une part majoritaire et durable du nucléaire dans le mix électrique ».
« Il y a urgence à agir, souligne le député. N'oublions pas que la PPE en cours stipule toujours que quatorze réacteurs nucléaires doivent être arrêtés ». Ou, il n'en est plus question. Un certain consensus règne autour de la nécessité de prolonger la durée de vie du parc existant au-delà de 60 ans. Mais pour que ce parc et les futurs réacteurs soient optimisés, Raphaël Schellenberger recommande une refonte de l'ordre de priorité accordé aux différentes énergies. Aujourd'hui, les énergies renouvelables ayant le coût marginal de production le plus faible sont appelées en premier, contraignant le nucléaire à une forte modulation de sa production. Il devrait y avoir «une priorité d'injection fondée sur le bilan carbone». Une option que le député alsacien n'est pas le seul à porter. Celle-ci permet d'optimiser l'utilisation des centrales nucléaires françaises, et donc de baisser le prix du mégawattheure pour répondre au besoin des industriels en quête d'une énergie compétitive et abondante... bouclant ainsi la boucle.
Enfin, sa dernière proposition porte sur une accélération du développement du stockage hydraulique, un point sujet à prudence tant il est raisonnable. Le futur des concessions hydrauliques françaises est toujours en négociation à Bruxelles, alors que la France n'est plus en conformité avec le règlement européen depuis 2014.
JP Riou plaide pour un moratoire immédiat sur l'éolien
Pour un moratoire immédiat sur l’éolien
Le spectre d’une surcapacité
Jean Pierre Riou 17 avril 2025
Quand l’encombrante production renouvelable donne déjà des sueurs froides à RTE
Les 15 premiers jours d’avril 2025 ont déjà connu 13 journées à épisodes de prix négatifs. Avec plus de 350 heures en 2024, ces épisodes se multiplient chaque année en France à chaque coup de vent sur fond de faible consommation, notamment chaque weekend. Et chaque fois, le nucléaire module à la baisse notamment jusqu’à plus de 10 GW le 05/04 à 13 h 45, au plus bas du cours du MWh. Chaque fois, les EnR (solaire & éolien) sous contrat de complément de rémunération ont cessé de produire pour profiter de la rémunération prévue en pareil cas, chaque fois les EnR sous tarif d’obligation d’achat (TOA), dont la totalité de l’éolien en mer, continuent de produire un courant dont il s’avère que personne ne veut, même en étant payé pour le prendre. Mais surtout leur production aléatoire excédentaire est à l’origine, depuis le début de ce mois, de messages d’alerte de RTE en raison de la dégradation de la sécurité de l’équilibre du réseau. Pour en comprendre les raisons, il convient de revenir sur le fonctionnement du marché.
Les responsables d’équilibre
Les responsables d’équilibre (RE), au nombre de 277en France, ont pour mission d’assurer l’alimentation d’un périmètre défini par contrat avec les gestionnaires de réseau, RTE ou Enedis, eux-mêmes en étant parties prenantes. On y trouve aussi bien des producteurs de tous horizons, comme SEFE (ex Gazprom) ou Iberdrola, que des consommateurs ou des investisseurs comme la banque Stanley Morgan. EDF y dispose d’une filiale : EDF Trading, et d’une autre : EDF OA, spécifiquement chargée de gérer les contrats avec les énergies renouvelables. Leur rôle est d’équilibrer l’interface entre les contrats qu’ils ont conclus avec les producteurs et ceux avec les consommateurs afin d’alimenter le périmètre dont ils sont responsables. En dernier recours, c’est RTE qui procède à l’ajustement en activant des offres sur le marché de l’ajustement, et en répercute les coûts aux RE via le mécanisme de règlement des écarts.
L’alerte du 11 avril
Un message d’alerte de RTE daté du 11 avril à l’intention des RE fait état d’une dégradation quotidienne de l’équilibre du réseau et de la difficulté pour RTE de maintenir l’indispensable équilibre entre production et consommation, équilibre hors duquel tout écart peut entraîner une panne générale par l’effet domino de l’écroulement du réseau.
Ce message informe : « RTE est actuellement confrontée à une situation extrêmement tendue pour assurer sa mission de service public de gestion de l’équilibre offre/demande en temps réel ce qui rend l’usage des offres d’ajustement insuffisant quasiment quotidiennement et l’amène a émettre des messages de mode dégradé pour in fine devoir recourir à des moyens post marché exceptionnels et coûteux. »
Le message de RTE s’explique tout en bas de son site « Capacités d’équilibrage » par le lien qui indique : « Avis de passage en mode dégradé ». Ceux-ci ont pour en tête « Messages de manques d'offres concernant le mécanisme d'ajustement » et font état de plusieurs passages par jour en mode dégradé, quasiment tous les jours depuis le 5 avril. Chaque fois le déséquilibre est indiqué dans le sens d’une demande inférieure à l’offre , notamment au 5 avril : « dégradé_Equilibreoffre/demande_baisse_12:30_18:00 ».
Dans son bilan de sûreté 2023, RTE décrit les enjeux de ce mode dégradé en considérant « Autant l’activation de moyens à la hausse permet de renforcer le niveau de services système présents (en démarrant des groupes de production), autant les activations à la baisse peuvent dégrader ce niveau en entraînant l’arrêt des groupes qui participaient aux services système.» Ces services système comprennent en effet le réglage automatique de la fréquence par l’inertie des énormes turboalternateurs des centrales conventionnelles qui tournent de façon synchrone à 50 Hz sur le réseau. Et ce déséquilibre peut entraîner des reports de flux, des transits imprévus et surcharges localisées qui susceptibles de provoquer des déconnexions automatiques, reportant les flux sur d'autres ouvrages et créant un effet domino. RTE cite le 9 avril 2023, où il a dû faire appel hors de ses frontières àTerna, Amprion et Swissgrid pour compenser une partie de l’écart de réglage de RTE et pouvoir restaurer la fréquence sous les 50,05 Hz le temps que les groupes français effectuent leur ajustement à la baisse.
Les apprentis sorciers
L’Entsoe venait de publier une nouvelle alerte concernant ce manque d’inertie du réseau européen en raison du développement des EnR. Les apprentis sorciers qui prétendent réduire encore cette inertie par l’augmentation de la part d renouvelable en France, en attendant que l’électrification des usages en absorbe la production, ne semblent pas comprendre l’immédiateté des besoins dans le réglage de l’équilibre, ni le rôle de l’inertie dans la marge nécessaire aux actions d’ajustement.
Le prix de la chimère
RTE a présenté son schéma de développement du réseau qui chiffre à 100 milliards d’euros en 15 ans ses besoins de restructuration, dont 37 milliards pour 22 GW de raccordement d’éolien en mer.
Dans ses éléments de prospective à horizon 2050, Enedis prévoit entre 1,5 à 2 milliards et 6 à 8 milliards par an pour le raccordement de nouvelles installations entre 2020 et 2050, selon l’importance de la part d’énergie renouvelable dans le scénario envisagé. Soit un total compris entre 45 et 240 milliards sur 30 ans, pour leur seul raccordement et sur le seul réseau de distribution.
Pour autant, de telles sommes n’ont pas vocation à dimensionner le réseau pour transporter l’intégralité des encombrants records de production éphémères quel qu’en soit le lieu de production et l’état du réseau. Des congestions sont déjà fréquentes aujourd’hui, et le producteur est alors rémunéré par RTE pour sa production non écoulée.
RTE en explique en effet le mécanisme de compensation ci-dessous dans sa publication « Indemnisation des limitations d’ENR terrestres par RTE »
Le caractère aléatoire de la production électrique des EnR est appelée à entraîner une croissance exponentielle des excès de production. Par-delà les risques qu’elles font peser sur le réseau, il faut bien comprendre que ces productions inutiles sur fond de marché écroulé, seront forcément soutenues financièrement par l’argent public, que ce soit pour n’avoir pas pu être écoulée, pour compenser l’écart entre le prix contractuel et celui du marché pour une encombrante production écoulée, ou pour rémunérer une installation qui ne produit rien pour cause de prix négatifs.
Une seconde partie de cet article montrera les effets néfastes de cette coûteuse et dangereuse surcapacité sur notre parc nucléaire ainsi que le fait qu’elle est incapable d’en remplacer le moindre MW installé.
L’électrification des usages est une priorité, l’enchérissement du kWh électrique en est le principal frein.
Les taxes croissantes qui en sont l’unique cause trouvent leur origine dans l’accise, notamment destinée au soutien des EnR, et le TURPE destiné à restructurer le réseau pour lui permettre de les accueillir. L’effet contre-productif de ces sommes, elles-mêmes frappées par la TVA, doit faire comprendre la nécessité d’un moratoire immédiat sur le développement de l’éolien.
Deux articles sur la baisse des vents qui affecte particulièrement l'Europe et une capture d'écran de l'Atlas des vents du GIEC.
Le réchauffement climatique crée des problèmes inattendus pour la transition énergétique qui est censée le combattre. Il aurait, selon une étude récente d’une équipe de chercheurs de l'université de l'Illinois Urbana-Champaign, un impact non négligeable et négatif sur les régimes de vent en Europe.
Depuis l’automne dernier, le nord de l’Europe et surtout l’Allemagne connaissent des épisodes climatiques qualifiés de « Dunkeflaute » (calme plat). Ils se sont traduits par des envolées des prix de l’électricité en Allemagne et en Europe en raison de la chute brutale de production des éoliennes. En novembre, le prix horaire de l’électricité en Allemagne a même atteint lors des heures de pointe plus de 800 euros par mégawattheure (MWh). Le prix horaire le plus élevé depuis la crise énergétique de 2022.
Il s’agit d’un phénomène persistant depuis octobre. Encore le 15 janvier, comme l’écrit l’agence Bloomberg, la production des éoliennes allemandes était à peine de 20% de la normale et le pays a été contraint de massivement importer… de l’électricité nucléaire française.
Le Royaume-Uni aussi a connu l’une des périodes les moins venteuses des 60 dernières années, ce qui a entraîné une forte baisse de la production électrique éolienne. Le pays a même été contraint de redémarrer deux centrales au charbon qui devaient être fermées définitivement.
Evolution météorologique durable
Le problème est qu’il pourrait s’agir de phénomènes météorologiques durables, c’est-à-dire climatiques, rendant systématiquement les hivers et plus encore les étés européens moins venteux. Cela affecterait le potentiel de production d’électricité éolienne, terrestre et marine, et pèserait sur l’ensemble du système électrique européen dont l’équilibre dépend de plus en plus des productions renouvelables intermittentes.
Ainsi l’an dernier, l’éolien a représenté 17% de la production électrique des pays de l’Union Européenne. Et les capacités de production devraient continuer à augmenter en dépit du fait que de nombreux projets sont retardés car la rentabilité n’est plus au rendez-vous.
Selon la modélisation d’une équipe de chercheurs de l’université de l’Illinois Urbana-Champaign citée par l’agence Bloomberg, le réchauffement de la couche de l’atmosphère la plus proche de la surface du globe et le réchauffement même des terres et des océans augmentent un phénomène météorologique baptisé « stilling » (immobilisation) qui conduit à une baisse de la vitesse des vents notamment pendant les étés.
« Le système énergétique est un système marginal… »
Même de faibles réductions de la vitesse des vents ont un impact significatif sur la production d’énergie éolienne, explique Gan Zhang, climatologue et professeur à l’université de l’Illinois Urbana-Champaign. « Le système énergétique est un système marginal », souligne Gan Zhang. « Cela signifie que si l’on modifie la marge de 5 à 10%, l’impact sur les prix peut être considérable ».
Pour van Føre Svegaarden, dont l’entreprise norvégienne TradeWpower AS fournit des conseils météorologiques et climatiques aux négociants en énergie, la production européenne d’énergie éolienne présente déjà les signes d’un ralentissement climatologique. « Les hautes pressions dominantes sont plus fréquentes, elles apparaissent plus souvent et durent plus longtemps », affirme-t-il.
L’ensemble de l’hémisphère nord est affecté, mais l’Europe plus particulièrement
Une diminution de la vitesse des vents a aussi été observée dans d’autres régions de l’hémisphère nord, plus particulièrement aux latitudes moyennes de l’Amérique du Nord. Mais c’est l’Europe qui est le plus affectée, notamment au cours des derniers mois. Au point que des températures hivernales plus froides qu’au cours des années précédentes et de nombreuses journées sans vent ont considérablement réduit les réserves de gaz. Elles étaient remplies en moyenne dans les pays de l’UE (Union Européenne) à la date du 14 février, selon les données de la plateforme Aggregated Gas Storage Inventory, à 45%. Un niveau très inférieur aux 66% à la même date un an auparavant.
Publié le 24 janvier 2025 eoliennes-fiasco-chute-production-multiplication | L'EnerGeek
En publiant son dernier communiqué, RTE vient de divulguer que malgré une augmentation de la puissance installée d’éolienne de presque 11% entre 2023 et 2024, la production des éoliennes a baissé de son côté de 8,4% sur la même période. Comment expliquer cet incroyable situation ?
C’est l’incroyable paradoxe des éoliennes. Depuis quelques années malgré une augmentation de la puissance installée d’éolienne la production de ces dernières en Europe stagne voire diminue. C’est ainsi qu’en France malgré une augmentation de la puissance installée de 11% qui est passée de 21,8 GW en 2023 (Chiffre Bilan RTE 2023) à 24,1 GW en 2024 (Chiffres RTE 2024), on a assisté à une diminution globale de 8,4% de la production électrique des éoliennes terrestres et marines sur la même période. D’après les chiffres de RTE (Réseau de Transport d’Electricité) la production a baissé de 50,9TWh en 2023 à une production de 46,6 TWh en 2024.
En clair plus on installe d’éolienne moins on produit. Et malgré ce phénomène le Président Macron semble vouloir multiplier les éoliennes pour répondre au besoin énergétique de la France : une vaste illusion ! Comment expliquer cet incroyable paradoxe de la baisse de production des éoliennes malgré une augmentation de leur nombre ? Il y a en fait quatre raisons principales :
Le vieillissement des éoliennes
La rentabilité d’une éolienne est établie par ce que l’on appelle le facteur de charge. Pour calculer le facteur de charge (FC), on compare ce qui a été produit en une année à ce qui aurait dû être produit si l’éolienne avait fonctionné toute l’année à puissance maximale. Pour l’ensemble des éoliennes française le facteur de charge a été calculée en 2022 à 21,6%. Les éoliennes françaises ne produisent donc que 1/5 de ce qu’elles sont censées produire. C’est effectivement très faible.
Par ailleurs, une étude très importante de Gordon Hughes[1], professeur d’économie de l’université d’Édimbourg a montré que le facteur de charge des éoliennes chutait avec l’usure due au temps. Il a ainsi pu établir qu’en Grande-Bretagne, le facteur de charge normalisé pour les parcs éoliens terrestres atteignaient un pic de production de 24 % au bout d’un an pour chuter progressivement à 15 % à dix ans puis 11 % à quinze ans. Très clairement le vieillissement des éoliennes fait baisser notablement la production. C’est d’ailleurs la raison qui commande un remplacement des éoliennes entre 15 et 20 ans de vie. Les nouvelles éoliennes si elles ajoutent de la puissance dans le réseau n’empêchent pas les vieillissements mécaniques des premières éoliennes installées.
Les meilleurs gisements de vent ont été pris en premier
La production actuelle des éoliennes tient compte du fait que les éoliennes ont été installée sur les sites de production les plus ventés et potentiellement les plus productifs[2]. Les meilleurs gisements de vent ont été chassés en premier lors de l’installation des premières éoliennes. Ainsi le facteur de charge de 21,6 % en France prend-t-il en compte le fait que les meilleurs sites venteux et donc productifs ont été sélectionnés en premier par les exploitants éoliens à l’origine de leurs installations. Après 20 ans d’installation des premières éoliennes terrestres, les meilleurs sites ont déjà été pris par les premiers venus. Si bien que la bataille qui fait rage entre prospecteurs de gisement éolien se fixe désormais sur des sites ayant beaucoup moins de potentiel de vent et donc de ce fait avec une perspective de productivité beaucoup plus faible que les précédentes centrales. De ce fait l’ajout de nouvelle éolienne aura tendance à faire globalement baisser la productivité de la totalité du parc éolienne.
La multiplication des éoliennes ou l’« Effet sillage » à grand échelle
L’autre phénomène très intéressant est l’« effet sillage » qui peut se définir comme une diminution de la vitesse du vent derrière l’éolienne existante entraînant notamment une baisse de production des éoliennes situées après la première. En clair les premières éoliennes contribuent à la baisse des régimes de vent et participent à la diminution de la productivité des éoliennes situées après les premières. De ce fait la multiplication des éoliennes contribue à une modification générale des régimes de vent et plus il y a d’éolienne installées plus les premières perturbent la productivité des dernières arrivées. A l’inverse l’installation d’éoliennes nouvelles en amont de premières déjà installées peuvent perturber leur productivité.
Ce phénomène a d’ailleurs été accompagné de nouveaux contentieux entre exploitants éoliennes qui – ironie du sort – utilisent les mêmes arguments que les écologistes luttant contre la pollution éolienne à savoir le trouble anormal de voisinage. L’exploitant d’éoliennes déjà installées agissant contre un nouvel entrant en invoquant en quelque sorte un « vol de vent » par le second. Deux avocates du cabinet d’exploitants éolienne LPA-CGR avocats ont publié à cet égard une synthèse très instructive sur l’effet sillage et l’émergence d’un nouveau contentieux entre exploitants éoliennes[3]. Ce phénomène multiplié à grande échelle conduit à une baisse générale de productivité du parc de centrales éoliennes dans l’Europe entière.
La baisse des régimes de vent en Europe
Comme si cela n’était pas suffisant pour démontrer l’absurdité d’une politique de multiplication d’éolienne l’Institut Copernicus organisme de la Commission européenne a publié en 2022 une étude[4] qui démontre que l’Europe a connu un record historique de baisse des vents en Europe depuis 43 ans. Depuis 1979, l’Europe n’avait jamais connu une baisse aussi notable des vents. L’organisme précise que la production d’électricité par les éoliennes baisse d’un facteur 2,7 par rapport au vent. Ainsi une baisse de 10% de vent conduit-elle à une baisse de productivité de 27% en électricité éolienne. Dans son rapport l’organisme de l’UE conclut :
« Les données sur le vent agrégées par pays mettent en évidence les pays européens qui ont connu les vitesses de vent les plus inférieures à la moyenne en 2021. Les cinq pays avec les plus grandes anomalies négatives étaient l’Irlande (le plus négatif à -8%), le Royaume-Uni, la Tchéquie, le Danemark et l’Allemagne (-5,7%). Les implications potentielles pour l’approvisionnement énergétique de l’Europe deviennent évidentes lorsque l’on considère l’importance du secteur de l’énergie éolienne dans chacun de ces pays »
C’est donc dans les pays qui ont le plus investi dans les éoliennes qui se trouvent à subir l’absence de vent avec la nécessité de bruler du gaz voir pire du charbon pour compenser les périodes peu venteuses avec les conséquences que l’on sait sur l’environnement.
Dans le même sens le GIEC a publié un atlas des vents indiquant les prévisions de baisse de vent en fonction des scénarios de réchauffement climatique. Plus la couleur est bleue plus le GIEC anticipe une baisse des régimes de vent. Dans un scénario de réchauffement de 1,5% l’Europe est une des zones qui sera le plus affecté par une baisse des régimes de vent. A bon entendeur !
On le voit les perspectives de productions d’électricité par les éoliennes sont très loin d’être bonnes et la politique de leur multiplication sont affligeantes relevant plus d’une religion que de la raison. Les anticipations laissent songeurs et font plutôt penser que malgré une augmentation de la puissance installée nous allons assister dans les années qui viennent à une stagnation voir à une baisse de la production éolienne. En tout état de cause la courbe de production d’électricité des éoliennes ne suivra pas la courbe de progression de la puissance installée. De quoi interroger sur la pérennité en Europe d’une telle filière si peu productive et rentable à l’heure où les besoins en électricité vont croitre considérablement.
[2] https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/comment-les-eoliennes-francaises-se-preparent-deja-a-leur-seconde-vie-1225573
[3] https://www.actu-environnement.com/blogs/alexia-eskinazi-lisa-gendre/12/eolien-contentieux-lisa-gendre-alexia-eskinazi-lpacgr-13.html
Les zones en bleu sont les plus affectées par la baisse de vents. Moins 10% pour les zones bleu marine. L’Europe est la région qui est la plus touchée : article Eoliennes le fiasco de la chute de leur production malgré leur multiplication du 24/1/25
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