Éolien flottant : 2 milliards d’euros vont sombrer !

Par Michel Gay

La France a décidé d’installer au large de ses côtes (atlantique, Manche et Méditerranée), un ensemble éolien en mer, flottant ou posé sur le fond, à grands renforts de subventions publiques (plusieurs milliards d’euros !).

Production surévaluée

La production du parc Robin Rigg implanté dans l’estuaire de la Solway à la frontière de l’Ecosse et de l’Angleterre, un site a priori mieux venté que ceux où seront construits les parcs français, est un bon point de comparaison pour étudier l’impact potentiel de cette décision.

Les données disponibles heure par heure sur les 17 premiers mois d’activité du parc montrent que :

• le temps de fonctionnement à pleine puissance sur une année (encore appelé le facteur de charge) est de 30%. Le facteur de charge annoncé de 45% pour les trois projets de parcs éoliens en Méditerranée semblent donc très optimistes (50% de mieux qu’en Ecosse…).

• Cette production recouvre d’énormes fluctuations de production : de 0% à presque 100% de la puissance maximale, souvent en une à deux heures. De plus, le facteur de charge a été inférieur à 5% pendant un tiers du temps. Cette faible fraction a duré près de la moitié du temps en Décembre 2010, alors même qu’une vague de froid s’installait jusqu’en Europe occidentale.
• De longs intervalles de temps pendant lesquels l’efficacité du parc a été inférieure à 1% ont été observés. L’un d’eux a même duré près de quatre jours.

Le facteur de charge des éoliennes en mer au nord de l’Allemagne semble atteindre 40%.

Coût du système sous-évalué

Dans ce contexte rédhibitoire pour une production sûre et bon marché, la Commission européenne autorise l'aide d'état de 2 milliards d'euros accordée à quatre fermes pilotes d'éoliennes flottantes en mer en France pour une production annuelle de seulement 0,4 TWh, pourtant surévaluée d'environ 50 % par rapport à l’Écosse !

(Voir le tableau de synthèse des quatre documents de la Commission européenne en fin d’article).

Il faudra renouveler dans 20 ans (c’est la durée prévue) le coût faramineux de ces quatre projets pour une production annuelle ridicule (seulement 4% de la production annuelle d’un EPR prévu pour durer 60 ans).

De plus, il est difficile d’imaginer qu’un stockage de taille adéquate puisse être construit au voisinage des côtes françaises concernées pour supprimer les intermittences des productions fatales, ou du moins pour en lisser les variations les plus brutales pour ne pas effondrer le réseau d’électricité.

Surtout si ces moyens de productions fatales devaient se généraliser comme le demandent les promoteurs de ces engins à la Commission européenne : « La production de cette installation représente une part très limitée de la production d’électricité française. À titre de comparaison, la production d’électricité en France était de 529,4 TWh en 2017. C’est pourquoi il est important d’aboutir dans le futur à un développement industriel à grande échelle ».

Le déploiement de nouvelles centrales à gaz (importé) émettrices de CO2 sera probablement nécessaire en parallèle pour lisser les importants problèmes d’intermittence associés aux éoliennes en mer (et aussi sur terre). Leurs coûts (financier et d’émissions de CO2) devraient leur être imputés… en plus des deux milliards d’euros prélevés sur les contribuables et qui vont sombrer en mer… pour rien.

Projets d'éoliennes flottantes en mer

Synthèse des quatre documents de la Commission européenne envoyés à Jean-Yves Le Drian, Ministre de l’Europe et des Affaires étrangères,

le 25 février 2019

EOLMED	Eoliennes en Méditerranée
EFGL	Eoliennes Flottantes du Golfe du Lion
PGL	Provence Grand Large
EFGBI	Eoliennes Flottantes de Groix & Belle-Ile SAS

 

TECHNIQUE

Lieu

Distance côte

Hauteur nacelle

H totale

Diamètre

Prof

Puiss

LCOE

Prodn annuelle

Fc

Prodn sur 20 ans

Rédn CO2 / 20 ans

Hypothèse

EOLMED

Gruissan

16 km

50 à 60 m

4x6,2 = 24,8 MW

335 - 345 €/MWh

95 000 - 100 000 MWh

45%

2 TWh

30 173 t / 603 000 t

311 g CO2 /kWh

EFGL

Occitanie

16 km

97 m

175 m

152 m

68 à 71 m

4x6 = 24 MW

310 - 340 €/MWh

95 000 - 105 000 MWh

45%

2,1 TWh

583 000 t

278 g CO2/kWh

PGL

Port St Louis

17 km

100 m

185 m

154 m

3x8 = 24 MW

345 - 370 €/MWh

90 000 - 95 000 MWh

45%

1,9 TWh

650 000 - 700 000 t

368g CO2/kWh

EFGBI

Large Bretagne

21 km

100 m

180 m

150 m

3x8 = 24 MW

340 - 370 €/MWh

85000 - 90 000 MWh

43%

1,8 TWh

111 600 t

311 g CO2 / kWh

0,4 TWh

7,8 TWh

FINANCES	Aides Invest	Aides fonctnmt	Total fnmt / 20 ans	Soutien UE	Coût TOTAL
EOLMED	78 M€	240 €/MWh	450 M€	0	528 M€
EFGL	60,5 M€	240 €/MWh	439 M€	0	500 M€
PGL	83,3 M€	240€/MWh	x 1,9 TWh = 456 M€	25 M€	564 M€
EFGBI	83 M€	240€/MWh	418 M€		501 M€
	221,8 M€		1763 M€		2093 M€