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Brèves du 17/17/23 coût des EnR - GNL - Amende objectifs EnR etc...

Interview du PDG de Total

Il ne fait pas dans la langue de bois sur les conséquences néfastes du développement des EnR intermittentes.

Énergie : « le système décarboné sera plus cher », prévient Patrick Pouyanné (TotalEnergies)

Alors que les sources d’électricité renouvelable intermittentes devront prendre de plus en plus de place dans le mix énergétique afin de se débarrasser des combustibles fossiles, un tel système coûtera « plus cher qu’aujourd’hui » aux consommateurs, a insisté samedi le patron de TotalEnergies, Patrick Pouyanné. En cause : des coûts importants pour assurer la flexibilité du réseau, aussi bien pour stocker le courant lorsque le vent ou le soleil manquent, que pour alimenter en énergie décarbonée des centrales à gaz pilotables, a-t-il fait valoir. Un ton alarmant qui tranchait avec l’optimisme affiché par son interlocutrice, la directrice générale d’Engie, Catherine MacGregor.

latribune.fr

08 Juill 2023

Lors des rencontres économiques d'Aix-en-Provence, ce samedi 8 juillet, le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, n'a pas uniquement alerté sur les risques d'approvisionnement en hydrocarbures de l'Europe à l'hiver prochain. Face à Luc Rémont (EDF) et Catherine MacGregor (Engie), celui-ci a également affirmé qu'un système énergétique bas carbone, rendu nécessaire par la lutte contre le réchauffement climatique, coûtera durablement « plus cher ».

« Quand on prend un système complet, à moins d'accepter de garder pas mal de fossiles, ça coûtera plus cher qu'aujourd'hui. [...] Il ne faut pas dire aux gens que parce que le soleil est gratuit, ça ne va pas être cher, ce n'est pas vrai ! [...] Le système sera de plus en plus complexe à manipuler », a-t-il fait valoir.

Et pour cause, l'électricité produite à partir de panneaux photovoltaïques, tout comme celle issue des éoliennes, restera « intermittente », c'est-à-dire dépendante des conditions météorologique, a-t-il rappelé. Autrement dit, dans un mix énergétique où ces sources deviendront majoritaires par rapport au pilotable (fossiles, nucléaire), il faudra mettre en place des « capacités de stockage » du courant, afin de restituer celui-ci lorsque les moyens de production s'avèrent insuffisants, par manque de soleil ou de vent. Or, « on en est loin », a rappelé Patrick Pouyanné, puisqu'aucune technologie compétitive ne permet aujourd'hui de stocker de l'électricité à grande échelle.

LCOE ou coûts complets du système ?

Cela rejoint le fameux débat sur l'indicateur à retenir pour mesurer le coût de chaque énergie. Faut-il privilégier les coûts des sources d'énergie seules, calculés entre autres par le LCOE (« coût actualisé de l'énergie produite », un indicateur de la banque Lazard), ou bien les coûts complets du système qu'implique chaque nouvelle unité de production d'énergie ? Une chose est sûre : largement utilisé pour démontrer la compétivité du solaire et de l'éolien, le LCOE n'intègre en fait pas les coûts du système associés à chaque technologie, comme les batteries, le stockage hydraulique, ou encore la boucle hydrogène. Ni ceux induits par le réseau de transport et de distribution, qu'il faudra adapter si l'on change de modèle de production.

C'est d'ailleurs pour cette raison que, dans ses méthodes de calcul sur le mix énergétique en 2050, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité français RTE examine les coûts dans une analyse « bottom-up » incluant la chaîne de production, de flexibilité et de réseau, et en tenant compte des taux de charge, plutôt que le LCOE. Et estime que ces coûts additionnels seront « plus importants dans les scénarios avec une très forte part en énergies renouvelables ».

« On n'investit pas dans l'éolien offshore en Europe à 50 euros le MWh ! »

Samedi, la directrice générale d'Engie, Catherine MacGregor, s'est quant à elle montrée beaucoup moins pessimiste. « En Espagne [où les énergies renouvelables sont prégnantes dans le mix, ndlr], sur 135 jours du 1er semestre, les prix spot étaient inférieurs à ceux de la France », preuve qu'il est possible d'atteindre un « mix énergétique décarboné et bon marché pour le consommateur », a-t-elle assuré face à Patrick Pouyanné. Par ailleurs, même si les énergies renouvelables augmentent l'instabilité dans les réseaux électriques, « les centrales à gaz, fonctionnant au gaz décarboné, vont jouer rôle massif [pour y remédier, ndlr] », a-t-elle répondu au patron de TotalEnergies, qui n'a pas hésite à la qualifier de « madame Soleil ».

En effet, la promesse d'Engie serait de faire carburer les centrales électriques à cycle combiné gaz à l'hydrogène bas carbone afin de pallier l'intermittence des renouvelables, sans pour autant s'appuyer sur les fossiles.

Mais « si tu veux faire de l'électricité avec de l'hydrogène et du biogaz, ça coûte cher ! », lui a immédiatement opposé le patron de TotalEnergies. Lequel n'a pas non plus manqué de tacler les conditions dans lesquelles ont été remportés les derniers appels d'offre sur l'éolien offshore par EDF, à moins de 50 euros le mégawattheure (MWh). « Si tu fais un investissement, tu prends sans doute pas 50 euros le MWh comme hypothèse, mais sans doute beaucoup plus. On n'investit pas dans l'éolien offshore en Europe à 50 euros le MWh, ce n'est pas vrai ! », a-t-il assumé, sous les rires crispés de Catherine MacGregor, qui pointait du doigt le PDG d'EDF, Luc Rémont.

Depuis plusieurs mois, plusieurs acteurs du secteurs dénoncent en effet des prix tirés à la baisse, en raison notamment d'appels d'offres quasi uniquement basés sur ce critère, au moment-même où les constructeurs européens d'éoliennes font face à des pertes massives, et craignent la concurrence asiatique.


L’interview du PDG de Total à écouter absolument !

Je vous laisse le soin d’écouter le président de Total Energies.

Ecoutez-le.

Notamment sur le prix du gaz cet hiver puisque nos réserves ne suffiront pas (et faites attention à vos contrats, toutes les explications et la méthode pour trouver la meilleure offre sont dans le dossier spécial dont vous avez la couverture ci-dessous. Ceux qui veulent s’abonner peuvent cliquer sur l’image ci-dessous de la lettre stratégies).

Mais pas que.

Il explique aussi pourquoi les prix de l’électricité « renouvelable » seront beaucoup plus élevés et malgré les « critiques » il va poursuivre ses propos alors que la journaliste de BFM tente de le faire taire.

Bref, quelques minutes précieuses à entendre pour savoir que vous serez tondus encore plus court dans les années qui viennent.

Préparez-vous !


Fabien Bouglé : les difficultés des industriels de l'éolien en Europe.

La filière éolienne mondiale proche de la déflagration !

FABIEN BOUGLÉ

mardi 11 juillet 2023 11:30

Le 22 juin, l'annonce de Siemens Energy de graves difficultés liées au vieillissement des composants nécessaires à la fabrication de ses turbines d’éoliennes a fait l’effet d’une véritable bombe affolant la finance internationale. En une journée, l’action du deuxième fabricant mondial d’éoliennes a chuté de 37% à la Bourse de Francfort, soit une perte de valeur de 8 milliards d’euros.

PORT SAINT LOUIS DU RHONE

Deux semaines plus tard, essayant d’éteindre l’incendie, le conseil d’administration du fabricant a annoncé avoir créé un groupe de travail chargé d'établir l'étendue des problèmes. En réalité, ces difficultés sont les premiers signes annonciateurs d’un tsunami, qui pourrait emporter dans son sillage toute la filière mondiale des fabricants d’éoliennes. Car, au-delà de cette annonce, qui constitue en elle-même un choc systémique, plusieurs raisons expliquent pourquoi la filière éolienne est très proches de la déflagration.

De graves difficultés liées aux vieillissements des éoliennes qui prennent feu

La première annonce de Siemens Energy en juin n'est que l’arbre qui cache la forêt. Les informations, jusque-là parcellaires, du fabricant consistaient à évoquer qu’il allait falloir vérifier et contrôler un certain nombre de turbines d’éoliennes, dont les composants avaient vieilli un peu trop rapidement. Le coût estimé des travaux à entreprendre était évalué entre 1 et 1,5 milliards d’euros. La réalité est que les éoliennes installées de plus en plus vite – avec une baisse de la qualité – ont des composants qui vieillissent de plus en plus rapidement. Concrètement, cette obsolescence conduit à des incendies spontanés de turbines d’éoliennes, avec les conséquences environnementales que l’on sait.

Un article publié sur le site Must Read Alaska est venu souligner l’enjeu des feux d’éoliennes, qui se multiplient dans le monde en liaison avec le vieillissement des composants. C’est un article de la filière éolienne Wind System qui dévoile l’importance des feux d’éoliennes, variant entre 1 pour 2.000 et 1 pour 15.000. D’après l’étude, le coût d’un incendie d’éolienne représente environ 8 millions d’euros pour la compagnie d’assurance. C’est là où le bât blesse, dans la mesure où les compagnies d’assurance rechignent à payer pour des défauts de conception et exigent une meilleure qualité. Les fabricants comme Siemens Energy se trouvent donc actuellement sous la pression des compagnies d’assurance sur le sujet. Si la question des incendies d’éoliennes semble parfaitement minimisée par la filière éolienne, Guillermo Rein de l'Imperial College de Londres avait publié en 2014 une étude qui soulignait que les incendies étaient la principale cause de défaillance des éoliennes. Interrogé par le Financial Time lors de la sortie de son étude il précisait :

« Environ un incendie d'éolienne par mois est signalé publiquement dans le monde, mais ce n'est "que la pointe de l'iceberg", [...] le nombre réel d'incendies pourrait être 10 fois supérieur. »

Alors que Siemens Energy a fixé à 30% de sa flotte le pourcentage d’éoliennes concernées par les problèmes de vieillissements des composants, la banque UBS a, de son côté, évalué, dans le pire des cas, à 5 milliards d’euros les frais liés aux remises à niveau des éoliennes déjà installées, soit 5 fois plus que le montant annoncé par Siemens Energy. D’ailleurs, Christian Brush, le président de Siemens Energy, a lui-même déclaré à la presse fin juin : « Les problèmes de nos éoliennes sont pires que tout ce qu’on aurait pu imaginer ».

Des pertes financières considérables depuis 4 ans

Cette annonce intervient dans un contexte particulièrement difficile pour les 4 principaux fabricants d’éoliennes au monde. En effet, un article de Reuters du 7 juillet a alerté sur la santé financière particulièrement dégradée des 4 principaux fabricants d’éoliennes Vestas, Siemens Energy, Nordex et General Electric. Car, si le carnet de commande de ces 4 fabricants est florissant, avec une augmentation de 36% des ventes depuis 2018 ; ces derniers perdent en revanche énormément d’argent, ayant essuyé des pertes de plus en plus importantes en 2022 et des perspectives très mauvaises en 2023.

Le magazine évalue un total cumulé à 9 milliards d’euros les pertes subies par ces fabricants depuis 2018. Le premier fabricant, Vestas, ayant perdu 1,5 milliard d'euros rien qu’en 2022, Siemens presque 1 milliard d'euros et Général Electric 2 milliards d'euros. Et les nouvelles ne sont pas réjouissantes pour les résultats 2023. Indépendamment des annonces sur la qualité de ses éoliennes, Siemens Energy avait déjà annoncé que les pertes 2023 pourraient être pires que celle de 2022.

Notes : Profits in millions of euros COMPANY RECORDS

D’après les analystes, ces pertes sont principalement dûes à l’explosion des coûts de production, en raison de l’inflation des matières premières et de la facture énergétique. Cette situation, qui n’est pas limitée à Siemens Energy, est en train de fragiliser l’ensemble du secteur industriel éolien.

Un avenir très sombre avec la fin des exportations des aimants permanents venants de Chine

Mais ce qui pourrait être le coup de grâce pour la filière industrielle éolienne pourrait venir de Chine. En effet, les enjeux géopolitiques liés aux approvisionnements en terres rares ou en aimants permanents venant d’Asie vont entraîner des conséquences telluriques. En effet, les éoliennes consomment – selon le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) – environ 10% des terres rares produites dans le monde. Le BRGM évalue que ce pourcentage va augmenter dans les 10 prochaines années.


Le GNL américain une nouvelle dépendance et des gaz à effet de serre!

Terminal d'exportation de GNL de Sabine Pass, dans le Golfe du Mexique. (©Cheniere Energy)

Dans le contexte de la guerre en Ukraine, l'Union européenne est passée, pour son approvisionnement gazier, « d’une dépendance russe à une dépendance américaine », déplore Alexandre Joly, responsable du pôle Energie du cabinet de conseil Carbone 4(1). Avec des conséquences néfastes.

Une envolée des importations de GNL américain

En 2022, l'UE a importé 56,4 milliards de m3 (Gm3) de GNL à partir des États-Unis, soit une hausse de 153% par rapport à 2021, « ce qui implique que l'objectif de la Déclaration conjointe UE-États-Unis de mars 2022 sur la sécurité énergétique, qui prévoyait une augmentation de 15 Gm3 par rapport à 2021, a été largement dépassé »(2).

La part du GNL américain dans la consommation de gaz naturel de l'UE est passée d’environ 5% en 2021 à 20% entre mi-décembre 2022 et mi-février 2023 tandis que la part du gaz russe a chuté de 40% à 10% sur la même période, souligne Alexandre Joly.

Au 4e trimestre 2022, les États-Unis ont compté pour 36% des importations de GNL de l'UE. (©Connaissance des Énergies, d'après Carbone 4)

Un impact climatique important

Problème : cette « transition » s'accompagne d'une forte hausse des émissions de gaz à effet serre : « le gaz américain émet 20% à 45% plus de gaz à effet de serre que le gaz russe au niveau des émissions amont » selon Alexandre Joly, en raison de l'extraction aux États-Unis de gaz de schiste (qui implique la consommation de davantage d'énergie que du gaz conventionnel, du fait des forages horizontaux, de la fracturation hydraulique, etc.), des fuites de méthane et des opérations de liquéfaction du gaz et du transport sur longue distance(3).

Aux émissions de gaz à effet de serre à l'amont présentées ci-dessus s'ajoutent les émissions de combustion à l'aval qui sont de l'ordre de 190 g CO2e/kWh. (©Connaissance des Énergies, d'après Carbone 4)

Au total, cette réorientation des approvisionnements gaziers de l'UE vers le GNL américain aurait un impact de 1 à 2 Mt CO2e, estime Alexandre Joly, ce qui « revient à effacer le bénéfice climatique de l'équivalent de 10 TWh de biométhane, alors qu’en 2022, seulement 7 TWh de biométhane étaient injectés sur le réseau français ».

Le responsable du pôle Energie de Carbone 4 alerte par ailleurs sur la multiplication des terminaux de GNL en Europe, jugés « pas nécessaires du tout » : les capacités de ces terminaux pourraient s'élever au total à près de 400 Gm3 par an alors que la demande européenne de GNL est estimée entre 150 et 190 Gm3 à l'horizon 2030, précise-t-il(4).

À court terme, la demande européenne de gaz n'est toutefois « couverte contractuellement qu'à hauteur de 60% » d'ici à 2025 et Carbone 4 appelle à ce titre à accélérer la réduction des consommations de gaz fossile pour sortir de ces impasses.

Sources / Notes

3. « Maintenir le méthane à l'état liquide sur des dizaines de milliers de km entraine des consommations d'énergies et surtout des rejets de méthane ».

4. Analyse du think tank IEEFA (Institute for Energy Economics and Financial Analysis).



Le scandale de l'amende de la France pour non atteinte de ses objectifs de part d'EnR

même si la France fait mieux que l'Allemagne en termes d'émission de CO2...

Toujours en infraction, la France négocie avec l’UE pour l’atteinte de ses objectifs renouvelables

4 juil. 2023 (mis à jour: 4 juil.

La France étant le seul État membre des 27 à n’avoir toujours pas atteint ses objectifs renouvelables pour 2020, Paris et Bruxelles sont actuellement en discussion pour prendre en compte les efforts français en cours et éviter la sanction.

Dans un rapport publié le 26 juin, la Cour des comptes européenne en charge de l’audit des finances de l’UE, rappelle que la France est toujours en infraction, car elle n’a pas atteint ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables fixés pour 2020.

Tel que prévu dans la directive sur les énergies renouvelables, la France devait en effet atteindre 23 % de renouvelables dans sa consommation finale brute d’énergie. Or, en 2022, elle en était à 20,7 %, selon le décompte gouvernemental.

Cinq autres États membres — Luxembourg, Slovénie, Irlande, Pays-Bas et Belgique — étaient dans la même situation. Ces pays étaient donc tenus d’utiliser les mécanismes de flexibilité autorisés pour atteindre leurs objectifs. Tous l’ont fait, sauf la France, seul État membre des 27 à ne pas avoir compensé son déficit.

« En avril 2023, la France n’avait pas acheté la part d’énergie renouvelable nécessaire pour atteindre son objectif de 2020 », a ainsi déclaré Joëlle Elvinger, membre de la Cour des comptes européenne, lors de la présentation du rapport.

Graphique, p.29 du rapport de la Cour des comptes européenne rendu le 26 juin 2023.

Mécanismes de flexibilité

Les mesures de flexibilité permettent de compenser l’écart entre le niveau de déploiement des énergies renouvelables et l’objectif que les États membres s’étaient fixés pour 2020. Quatre moyens sont autorisés par la Commission européenne, dont l’achat de « mégawatts statistiques » aux États membres excédentaires ou le développement et le soutien de projets conjoints d’énergies renouvelables.

La France a donc fait le choix de ne pas y recourir. Et pour compenser, « jusqu’à présent, la France n’a pas officiellement communiqué les mesures qu’elle a prises pour remplir ses obligations en vue d’atteindre l’objectif de 2020 », confirme la Commission européenne à EURACTIV France.

Par conséquent, la France est toujours considérée en infraction, puisque les objectifs sont contraignants.

Paris et Bruxelles discutent

En novembre 2022, lors de l’examen parlementaire de la loi d’accélération des renouvelables, la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, avait pourtant signalé qu’elle était en négociation avec l’Italie et la Suède pour acheter des « mégawatts statistiques » pour un montant d’environ 500 millions d’euros. Une procédure aux aires de sanctions, puisque la France pourrait payer une amende si elle ne procédait pas à l’achat de ces « mégawatts statistiques ».

Contacté une seconde fois après une première demande d’information en décembre dernier à ce sujet, l’exécutif européen déclare à EURACTIV France qu’il n’y a toujours pas, aujourd’hui, de procédure en cours. Il ne précise pas non plus de méthode de calcul en cas de sanction.

« En général, il n’y a pas de délai légal pour que la Commission engage une procédure d’infraction à l’encontre d’un État membre », explique la Commission européenne.

En revanche, des discussions seraient en cours entre la France et la Commission européenne pour trouver des solutions à la non atteinte des objectifs pour 2020, nous confirment les exécutifs européen et français.

« La Commission a engagé un dialogue avec la France sur cette question et lui a rappelé l’importance de se conformer à ses obligations légales et de prendre les mesures appropriées sans plus tarder », avance l’exécutif européen.


Les États membres risquent de ne pas atteindre l’objectif de réduction des émissions de 55 % par rapport au niveau de 1990 d’ici 2030, a déclaré la Cour des comptes européenne.

Pas d’application « bête et méchante » des règles

Interrogé par EURACTIV France, le cabinet de Mme Pannier-Runacher explique que « dans nos discussions, la Commission européenne prend en compte les efforts que la France est en train de mener ». Selon lui, l’UE est notamment « sensible à la loi d’accélération des énergies renouvelables promulguée en mars ».

Le cabinet en profite pour mentionner que sur les dernières années, la France a déjà bien accéléré le déploiement des renouvelables. « Nous sommes d’ailleurs devant l’Allemagne, avec un développement de + 46 % entre 2012 et 2021, contre 42 % côté allemand », ajoute l’entourage de la ministre.

Les développements du solaire et du biogaz ont fortement participé à l’accroissement de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique français. En 2022, la biomasse constituait toujours la première source d’énergie renouvelable en France.

En outre, le président de la République devrait annoncer, le 5 juillet, un rehaussement des objectifs convenus jusqu’ici. Sur l’éolien offshore d’abord, en passant de 40 à 45 GW installés d’ici à 2050, selon les travaux préparatoires des services de la Première ministre. Sur l’éolien terrestre ensuite, sans qu’aucun chiffre n’ait été publiquement annoncé pour l’heure.

En outre, le ministère avance que la Commission européenne observe un principe de « réalité des chiffres » : « nous n’appliquons pas les règles de façon bête et méchante ». Il rappelle, à cet effet, que la France dispose de l’un des mix les plus décarbonés d’Europe.

En 2022, le mix électrique français était en effet composé à 86 % d’énergies bas carbone.

Décarboner, avant tout

De fait, le cabinet de Mme Pannier-Runacher assume que l’objectif principal reste celui de la décarbonation.

« Il ne faut pas confondre la fin et les moyens. Les énergies renouvelables ne sont qu’un moyen d’atteindre les objectifs de décarbonation de l’UE », c’est-à-dire la réduction des émissions européennes de gaz à effet de serre de 55 % entre 1990 et 2030, explique le cabinet.

La France défend donc son mix décarboné en grande partie grâce au nucléaire. Le ministère rappelle d’ailleurs qu’une déclaration de la Commission européenne adoptée lors des négociations de la directive révisée sur les énergies renouvelables (RED 3) — prévoyant 42,5 % de renouvelable dans la consommation finale brute d’énergie de l’UE en 2030 — reconnait sans ambages le rôle significatif du nucléaire pour atteindre les objectifs finaux de décarbonation de l’UE.

« Avec sa déclaration écrite, la Commission européenne s’engage comme institution », assure le cabinet. Un engagement dont la valeur juridique est discutable, mais dont la teneur politique « pèsera aussi sur la future Commission européenne », qui sera nommée à l’issue des élections européennes l’année prochaine.


Très bon article de Transitions et Énergies sur l'éolien intermittent

peu productif, gourmand en minerais et en espace par rapport aux énergies thermiques et nucléaire.

Pourquoi il faudra installer des centaines de milliers d’éoliennes dans le monde

Les renouvelables intermittents et aléatoires, éolien et solaire, sont devenus la réponse facile à toutes les interrogations sur la stratégie à mener pour réussir la transition énergétique. Des technologies bas carbone qui sont nécessaires, se développent très rapidement depuis plusieurs années à l’échelle planétaire, mais présentent aussi, comme toutes les sources d’énergie sans exception, de sérieux inconvénients. Il faut bien les mesurer. Elles occupent des surfaces importantes car leur production est peu intensive par rapport aux centrales thermiques, hydroélectriques et nucléaire. Elles nécessitent de ce fait à puissance égale des quantités beaucoup plus importantes de matériaux, matières premières et énergies fossiles pour fabriquer les équipements, les transporter, les installer et les entretenir. Cela explique aussi pourquoi il faut en installer un nombre important. Pour remplacer un réacteur nucléaire de 900 MW, les plus petits en France, il faut 720 éoliennes terrestres de 3MW ou 195 éoliennes marines de 6MW. Et selon les deux principaux promoteurs mondiaux de l’éolien, l’IRENA (International Renewable Energy Agency) et le World Wind Energy Council (GWEC), le monde aura besoin d’ici 2050 de 200.000 éoliennes marines produisant 2.000 gigawatts (GW). Pour donner un ordre d’idée, à la fin de l’année dernière, 63 GW de capacité éolienne en mer étaient installés dans le monde…

Les renouvelables, essentiellement éolien et solaire, sont devenus une sorte de recette miracle de la transition énergétique. A en croire nombre d’institutions internationales de la Commission européenne à l’ONU en passant par l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la quasi-totalité des ONG environnementales et de nombreux gouvernements, il suffirait d’investir massivement dans les parcs éoliens, terrestres et maritimes, et dans les centrales photovoltaïques pour décarboner nos économies grâce à de l’électricité verte.

Une source d’énergie peu intensive

Si ses sources d’énergie électrique ont des qualités certaines, dont celles d’être bas carbone, surtout l’éolien. Si elles sont nécessaires, utiles et se développent rapidement depuis plusieurs années à l’échelle planétaire, elles présentent aussi de nombreux inconvénients, comme toutes les sources d’énergies existantes. Et il faut bien les mesurer et les comprendre. On peut citer pêle-mêle la nécessité d’occuper des surfaces importantes car leur production est relativement peu intensive par rapport aux centrales thermiques, hydroélectriques et nucléaire, et contraigne de ce fait, à production équivalente, à utiliser des quantités beaucoup plus importantes de matériaux, matières premières et énergies fossiles pour fabriquer les équipements, les transporter, les installer et les entretenir. Une éolienne ce sont des centaines de tonnes de béton et d’acier. La fabrication des panneaux photovoltaïques demande des quantités importantes de terres rares et métaux dits stratégiques et consomme beaucoup d’électricité, provenant en Chine, où sont produits 80% des panneaux, de centrales à charbon…

Il y a aussi et surtout le problème du caractère intermittent et aléatoire de la production éolienne et solaire. Elles ne produisent pas en fonction des besoins mais des conditions météorologiques (vent et ensoleillement) et il est difficile d’anticiper leur niveau de production. Elle est souvent trop abondante ou trop faible. D’ou la recherche frénétique de moyens de la stocker, via les STEP (Stations de transfert d’énergie par pompage) ou l’hydrogène produit par électrolyse, par exemple. Mais ces techniques sont aujourd’hui limitées et ne sont pas à l’échelle des besoins électriques d’un pays, d’une région ou même d’une métropole. En fait, l’électricité ne se stocke pas, elle se transforme chimiquement (batteries, hydrogène…) ou mécaniquement de façon hydraulique.

Le problème des pics de consommation, notamment en hiver

Facteur aggravant, la production d’électricité renouvelable intermittente est souvent très faible pendant les périodes de pic de consommation, notamment en hiver quand il fait froid. A ce moment-là, les journées sont courtes et peu ensoleillées, la production photovoltaïque est très faible, et la présente en général d’un anticyclone sur le nord-ouest de l’Europe se traduit par l’absence de vent. Tout cela signifie que les puissances nominales installées de capacité de production éolienne ou solaire n’ont pas une grande signification. Et cela explique, pourquoi il faut en installer un nombre considérable pour obtenir avec une certaine sécurité, en-dehors des pics de consommation hivernaux, la production nécessaire pour faire face à la demande. Il est à la fois indispensable de surdimensionner les capacités installées d’énergies intermittentes, pour avoir une production minimale, et de les doubler par des capacités dites « pilotables», c’est-à-dire mobilisables quand il n’y a pas de vent ou pas de soleil, à commencer par la nuit.

Les renouvelables intermittents ont un facteur de charge extrêmement variable. Ainsi 80 GW de consommation instantanée ne sont pas couverts par 80 GW de panneaux photovoltaïques. Ils produiront jusqu’à 75 GW à midi en juin, mais seulement 20 GW à la même heure en janvier. Pour ce qui est de l’éolien, le facteur de charge moyen (fonctionnement à la puissance nominale) mesuré au cours de la dernière décennie est de 23% du temps pour les éoliennes terrestres, de 40% (en étant optimiste) pour les éoliennes marines et de 80% sur la même période pour les centrales nucléaires française. Cela signifie que pour remplacer théoriquement un réacteur de 900 MW, les plus petits, il faut 720 éoliennes terrestres de 3MW ou 195 éoliennes marines de 6MW.

Et il faut ajouter à ce calcul, la durée de vie des éoliennes très inférieure à celle d’un réacteur nucléaire, de l’ordre de 20 ans pour une éolienne terrestre et 25 ans pour une marine et au moins 50 ans pour un réacteur nucléaire.

Multiplier par 32 les capacités de production d’ici 2050

Tout cela explique pourquoi selon les deux principaux promoteurs mondiaux de l’éolien, l’IRENA (International Renewable Energy Agency) et le World Wind Energy Council (GWEC), pour atteindre en 2050 l’objectif de zéro net émissions de gaz à effet de serre, le monde aura besoin de 200.000 éoliennes marines produisant 2.000 gigawatts (GW). Pour donner un ordre d’idée, à la fin de 2022, 63 GW de capacité éolienne en mer étaient installés dans le monde. Au cours des 27 prochaines années, l’énergie éolienne en mer devra être capable de produire 32 fois sa capacité actuelle…

En partant du principe que les parcs éoliens marins auront une capacité de production moyenne de 4 mégawatts (MW) par km², cela signifie qu’il faudra installer, toujours en 27 ans, environ 500.000 km² de parcs éoliens offshore, presque la surface de la France…


Brèves du 17/07/2023

La France se pose en championne des EnR et pousse le nucléaire

Extrait green énergie le 10/7/23

Le cabinet de la ministre de la Transition énergétique Agnès Pannier-Runacher a fixé ses priorités pour la réunion informelle des ministres européens de l'énergie organisée demain à Valladolid en Espagne : "la France développe les énergies renouvelables plus vite que la plupart de ses voisins. Plus vite que l'Allemagne. D'ailleurs, on est au même taux d'énergies renouvelables que l'Allemagne


CEREME

L'État débloque des fonds pour soutenir l'hydrolien – 07.07.23

La France apportera au moins 65 millions d'euros à un projet pilote d'hydroliennes pour développer une filière industrielle française de l'hydrolien. Le projet, baptisé "Flowatt", sera situé dans la Manche et bénéficiera du plan France 2030. Il comprendra sept turbines d'une capacité totale de 17,5 mégawatts et devrait être opérationnel d'ici 2026. La France dispose d'un fort potentiel en énergie hydrolienne, et l'Union européenne vise une capacité de 40 gigawatts d'énergies océaniques d'ici 2050. (Connaissance des Energies)

Industriels et fournisseurs alternatifs appellent à prolonger l’Arenh d’un an – 05.07.23

Lors du Forum Europ'Energies, des représentants d'Engie, Vattenfall, GazelEnergie et du Cleee ont appelé à prolonger l'Arenh jusqu'en 2026 en raison du manque de visibilité sur le nouveau mécanisme. Les discussions européennes sur la réforme du marché de l'électricité ont pris du retard. Certains estiment que l'accord ne sera pas conclu avant 2024. EDF ne soutient pas la prolongation de l'Arenh et prévoit un accord sur la réforme du marché européen de l'électricité à temps. Le gouvernement prévoit de présenter le cadre réglementaire post-Arenh d'ici fin 2023.

La soupe est bonne, ce serait dommage que cesse la distribution selon les bénéficiaires. Mais qui paie ? … Sinon le consommateur finalement, puisqu’EDF appartient à l’Etat?


Les 20 premiers énergéticiens européens priorisent les EnR [Etude]

11 juillet 2023 EXTRAIT GREEN UNIVERS : Le baromètre financier des 20 premiers énergéticiens européens établi par le cabinet Watt’s Next Conseil révèle que les efforts d’investissement ont atteint un niveau record en 2022, faisant la part belle aux énergies renouvelables : « pour les groupes diversifiés tels que Enel, Engie et Vattenfall, les énergies renouvelables représentent la majorité des investissements (entre 52% et 58% des investissements). Pour EDP, c’est même 78% », indique l’étude consultable ci-dessous. Voire quasi 100% pour Ørsted et RWE.


Les orientations de la PPE d’ici fin juillet ou à la rentrée" [S. Mourlon]

Extrait Green Univers 11/7/23

Les orientations de la PPE pour consultation seront communiquées soit dans la deuxième quinzaine de juillet soit dès la rentrée, a indiqué Sophie Mourlon, directrice de l’énergie à la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), en ouverture de la 9e conférence sur le Financement des infrastructures EnR organisée par GreenUnivers ce 11 juillet à Paris. Si le Conseil national




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