Groupe d’information sur les éoliennes (La Roche-en-Ardenne) 

 Dossier sur les coûts et les nuisances des éoliennes 

 

Calcul des coûts indirects reliés à l'éolien.

Comment on montre que  l'éolien revient 3 fois plus cher que le gaz naturel ?

Les coûts indirects liés à l'éolien

L'éolien revient 3 fois plus cher que le gaz naturel

     Quels sont les coûts liés à l’éolien ? Les informations officiellement publiées sur la règlementation de l’industrie éolienne ne sont pas transparentes et obligent à faire de nombreuses hypothèses en calculant les coûts.

      Le tableau Excel joint (prixeolien.xls) présente deux comptabilités : (le lecteur peut le relancer avec ses propres chiffres)

  •  1) celle d’un promoteur installant et exploitant un parc éolien.
  •  2) celle du gestionnaire qui doit payer les producteurs mais qui répercute ses coûts sur le consommateur. Ici, sur un poste séparé appelé région, le gestionnaire gère aussi  les subsides et les CV

      Les calculs sont faits ici pour une éolienne de 1 MW, dont tous les frais d’installation (y compris l’obtention du permis) coûtent 1,7 M€, y compris le raccordement au réseau. Le coefficient de charge réel est de 19%. Pour simplifier le calcul (de toute façon approximatif tant que les acteurs de l'éolien ne fournissent pas des données fiables), on suppose que l'éolienne fonctionne à pleine puissance pendant 1664 heures (cf de 19%) et est en attente pendant 7096 heures par an.  Les frais annuels pour les assurances, les loyers des terrains, les indemnités annuelles aux riverains, les taxes spéciales, la maintenance et les opérations sont de 30 k€/MW.

       Pour emprunter 1,7 M€ au taux de réduit de 9% (puisque l’éolien jouît d’une garantie d’obtenir des CV) pour une période de 15 ans, il faut payer une annuité de 210.900 €/an mais le promoteur reçoit un subside égal à 50% de ces frais. Il ne doit donc débourser que 105.450 € tandis que la région doit payer le complément : 105.450 €.

       Quand les éoliennes fonctionnent, le gestionnaire doit prévoir des réserves de capacité pour la même puissance (centrales de backup, telles que des turbines à gaz ou des TGV à puissance réduite). Le prix moyen de cette réserve est estimé à 15 €/MW et par heure. Pour ce paiement portant sur 1664 heures, le gestionnaire devra payer 24.966 €/an qu’il reporte sur le consommateur.

       Puisqu’il y a pénurie partielle de CV, tous les promoteurs doivent s’en procurer sur le marché au même prix, ce qu’ils reportent sur le consommateur en augmentant chacun leurs prix de façon concurrentielle. La CWaPE estimait ce prix à 88 €/MWh mais comme les quotas augmentent, on estime ici ce montant à 90 €/MWh, tendant vers le prix de l’amende, soit 100 €/MWh.

      Le promoteur vend le courant intermittent qu’il fournit dans le quart d’heure, moins les amendes si le vent souffle moins que prévu pendant cette période. Ce prix est variable, étant négatif jusqu’à moins 100 €/MWh de nuit en cas de surproduction. La moyenne est estimée à 25 €/MWh.

       Le promoteur touche donc 115 € par MWh produit tandis que le gestionnaire doit payer les CV mais récupère le prix de l’électricité vendue, soit une balance de 65 €/MWh. Le promoteur gagne ainsi 191.406 €/an tandis que le gestionnaire reporte sur ses consommateurs 108,186 €/an.

       Quand le vent ne souffle pas à pleine puissance, le complément de courant est fourni par des centrales de backup qui doivent alors travailler de façon irrégulière, cyclique, en miroir de la production venteuse.  La perte de rendement de ces centrales, par rapport à leur rendement en production à régime constant est estimée à 4,69%.  Cette perte porte sur 7095 heures et pas sur les 1664 heures de production éolienne normale. Le résultat est équivalent à une perte moyenne de rendement de 20% pendant les 1664 heures de production éolienne, un chiffre qui a été déduit de quelques rares mesures publiées.

      Les calculs ci-dessus sont approximatifs mais les questions ouvertes sur la rentabilité des centrales thermiques de backup qui fonctionnent en mode cyclique et sur les coefficients de charge des parcs éoliens offshore ou onshore seraient faciles à éclaircir par des producteurs d'électricité qui ont accès aux données existantes (consommation quart horaire de combustible des centrales de backup, coefficient de charge de chaque parc éolien et courbes d’intermittence, mesure de la puissance maximum des parcs éoliens au point de raccordement au réseau). Le fait qu’ils ne divulguent pas ces informations cruciales (sous le prétexte qu'elles sont confidentielles) fait penser qu’ils ont intérêt à ne pas faire connaître des résultats qui iraient à l’encontre des vues faussées diffusées sur les énergies renouvelables.

        Si le prix de production d’une TGV au gaz naturel en régime normal est de 50 €/MWh. La perte de rentrées pour les centrales de backup se retrouve dans les comptes du gestionnaire et est de 70.958 €/an, un montant reporté sur le consommateur.

        Les centrales de backup sont utilisées pendant l’équivalent de 81% du temps, un fonctionnement variable correspondant à celui où le vent ne souffle pas. Comme l’éolien ne diminue pas la puissance totale nécessaire pour les centrales à gaz, le gestionnaire doit donc compenser les frais fixes pour une utilisation partielle, devant payer pour les 20% inutilisés. Le coût du capital d’une TGV est de l’ordre de 1 M€/MW et le coût des paiements pour 20% de cet emprunt sur 40 ans est 17.662 €. Ce coût est reporté sur tous les consommateurs.

       Les calculs montrent que le promoteur fait un profit de 55.956 €/an, soit, pour son investissement moyen de 425.000 €, un taux de profit de 13%.

       Le gestionnaire doit reporter les coûts suivants

  •  Remboursement des CV : 108.186 €
  •  Subsides à l’investissement : 105.450 €
  •  Réservation d’une capacité de production : 24.966 €
  •  Pertes de rendement du backup : 70.956 €
  •  Total de 327.285 €

      Le coût reporté par MWh produit est de 186,64 €/MWh. Ce coût du MWh éolien est 4,5 fois plus élevé que le coût du nucléaire ou du charbon (40 €/MWh) et 3,7 fois plus élevé que le coût du gaz naturel (50 €/MWh).

       Remarquons que les profits sont beaucoup plus importants dans les pays où le vent souffle plus fréquemment. Cependant les profits sont suffisants en Wallonie pour que des opportunistes se précipitent sur ces affaires qui appauvrissent les citoyens.

        Qu'est ce qui est contestable dans le calcul ci-dessus. Les premiers calculs avaient été publiés par des lobbies éoliens et ne tenaient pas compte des prix répercutés. En plus, pour eux, un kWh intermittent était égal à un kWh à la demande, des erreurs monumentales! Ces anciens calculs avaient moins de coûts reportés, ce qui minimisait le prix de l'éolien. Les subsides à l'investissement proviennent d'une cascade de réduction de taxes et de subsides qui sont assez opaques mais qui pourraient être facilement corrigés si le business éolien était plus transparent. Le prix des réserves de capacité n'est pas publié et dépend des heures de début et de fin et des amendes au cas où le fournisseur ne peut pas remplir ses engagements.

       Les pertes de rendement du backup sont les plus difficiles à comptabiliser. Si l'intermittence conduit à utiliser des turbines à gaz (rendement observé inférieur à 40%) au lieu de TGV (rendement observé de 50%), et cela pendant 20% du temps, le prix de production sera augmentée de 25% pendant 1664 heures (20%). Ce sont les fournisseurs de capacité de réserve qui, sachant qu'ils devront fournir un courant intermittent, vont augmenter leurs prix, au moins pour payer la consommation supplémentaire de gaz causée par un rendement diminué. Et ce prix augmenté sert à calculer le prix du courant pour tous les consommateurs. Les pertes peuvent être plus importantes s'il y a de nombreuses pertes de chaleur chaque fois qu'il faut réchauffer les chaudières des TGV.

      Augmenter la proportion d’éolien a des conséquences sur l’équilibrage du réseau, entraînant des refus de l’électricité intermittente éolienne (lesquels pourraient cependant devoir être payés en vertu de règlements favorisant les renouvelables et obligeant de leur donner l’accès, règlements qui n’ont pas encore été supprimés). Le grand nombre de centrales de backup requises pourrait réduire les investissements pour des énergies moins chères et ayant une meilleure sécurité d'approvisionnement, comme le nucléaire ou la cogénération. Les surcoûts nécessaires pour le réseau sont traités ailleurs.

       Remarquons que ni les promoteurs, ni les gestionnaires, ni les producteurs n’ont intérêt à faire diminuer le prix de l’électricité. Le citoyen perd un maximum dans cette organisation du marché conçue par Ken Lay, qui avait été aussi le cerveau d’Enron. Ce chevalier d’industrie, mort de crise cardiaque juste avant son procès (2006), justifie ainsi son titre d’escroc ayant privé le plus de monde du plus d'argent. Ses agissements n'ont pas pu être éclaircis, sa mort ayant supprimé l'enquête judiciaire. Son arnaque se perpétue encore puisque tant de décideurs y ont intérêt.

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