Les coûts de l'éolien sont-ils compétitifs avec le charbon, le gaz et le nucléaire? L'éolien évite-t-il des émissions de CO2. Un rapport de la Commission européenne donne des résultats surprenants et peu justifiés.

Remarques sur le rapport des coûts et performances des énergies par la Commission européenne

      La Commission européenne (CE) a étudié les technologies pour la production d’électricité. Ils ont estimé les coûts et les performances des sources d’énergie. Leur rapport de décembre 2008 est disponible sur le Web. Réaliser une étude objective sur ce sujet brûlant est extrêmement difficile et la CE y a réussi partiellement mais avec des erreurs systématiques. Cependant, la CE prend déjà des décisions à partir de cette étude provisoire, alors que les conclusions sont en contradiction avec d'autres études. (D'autre part, les résultats différents semblent favoriser de puissants lobbies).

Comparaison des résultats de l’étude CE avec ceux de ce site (LE)

      Une étude sur ce site (LE, avril 2008) avait étudié les coûts d’investissements pour une puissance donnée. Les résultats de la CE sont assez semblables puisque les données des deux études proviennent de l’AIE (Agence internationale de l’énergie). Les prix sont en coûts constants (base 2005). Le coût de démantèlement est inclus dans le prix pour le nucléaire et le coût du traitement des déchets est ajouté aux coûts de l'uranium et de son enrichissement. Les coûts annuels des opérations sont de l’ordre de 3 % de l’investissement dans les deux études. Un tableau montre ces coûts pour chaque étude. Un coût corrigé (LE corrigé) cherche à rapprocher les études en adoptant les hypothèses différentes de la CE (durée de vie, taux d'escompte, % d'utilisation).

Capital (€/MW)	€/MW	€/MW	€MWh	€/MWh	€/MWh
Énergie (€/MWh)	CE	LE	CE	LE	LE corr.
TGV (gaz)	635	621	50-60	39	49
Nucléaire	2680	2662	50-85	22	60
on-shore	1140	1269	75-110	55	148
on-shore+indemn.		2538		99	267
offshore	2000	2538	85-140	91	159

      Pourquoi certains prix de l’énergie (€/MWh) sont-ils aussi différents dans les 2 études ?  L'étude LE inclut des tableaux Excel. L'étude CE inclut une partie II qui montre les formules et les données utilisées. L'étude CE devrait permettre de recalculer ainsi les coûts mais ce n'est pas encore complètement réalisé. La suite donne quelques exemples de coûts importants qui paraissent inexplicables à partir de ce qui est indiqué, ces anomalies ne semblant pas distribuées au hasard.

Taux d’intérêt

     Le taux d’intérêt est de 10 % (real discount rate) pour la CE et de 4 % pour LE. Supposant une inflation de 2 %, le taux bancaire de discount est de 6 % pour LE et de 12 % pour CE.

      Un fort taux d’intérêt favorise les technologies à faible investissement, telles que celles du gaz et du pétrole. La comparaison de l’éolien et du nucléaire est affectée en sens contraire car, compte tenu  des facteurs d’utilisation, l’investissement éolien par énergie produite est plus élevé que celui du nucléaire.

     Pour le nucléaire et l’éolien, le coût de l’investissement représente de l’ordre de 75 % du coût global et varie du simple au double quand le taux d’intérêt est doublé. (Correction globale : 2 x 75/100 =150 %).

Durée de vie

       La durée de vie des installations est différente dans les deux études. Les centrales nucléaires durent 60 ans (LE) ou 40 ans (CE), soit 50 % d’augmentation. L’éolien on-shore n’est plus rentable dès que les subsides disparaissent après 15 ans. La durée de vie subsidiée des parcs éoliens on-shore est ainsi de 15 années (LE) et non pas de 20 ans (CE) (soit 33% d’augmentation).

Taux d’utilisation (Load factor)

      Le taux (LF) est de 85 % pour tous pour la CE mais de 90% pour le nucléaire pour LE. Une formule acceptable de calcul des prix quand il n’y a pas de combustible est simple : (prix du capital + coûts d'opération)/LF.

       En changeant les hypothèses, on peut diminuer les différences sur le coût du MWh entre les deux évaluations du nucléaire, le prix (LE) passant de 22 à 22 x 1,5 x 1,5 x 90/75= 60 €/MWh.

Facteur de charge

      Le facteur de charge de l’éolien est traité différemment. CE utilise un facteur de charge de 23 % pour l’on-shore et de 39 % pour l’offshore. L'étude LE utilise un facteur de charge distinct pour chaque type, puisque les conditions locales de vent entraînent des facteurs de charge de 24 % en Angleterre, de 22 % au Danemark et en France et inférieures à 20 % dès qu’on s’éloigne de plus de 50 km des côtes (18 % pour la Wallonie en 2008). En passant de 23 % à 18 %, il faut multiplier le prix du MWh par 23/18 = 1,28. En passant de 39 % à 30 % (taux de charge supposé en mer sur le plateau continental belge), par 30/39=0,77.

      Ces données expliquent assez mal les différences restantes sur le coût du MWh entre les deux évaluations de l’éolien on-shore. Le prix en Wallonie passe de 55 à 55 x 23/17 x 1,33 x 1,5 = 148,5 (comparé à 75-110). Les informations dans l’étude CE ne sont pas suffisantes pour refaire les calculs précis.

Indemnisation des nuisances éoliennes

     Des coûts de location des terrains, des taxes cadastrales et communales, et les coûts d’indemnisation pour la dévaluation immobilière des maisons riveraines et des terrains à bâtir dans un rayon de 5 km, sont estimés et ajoutés dans la catégorie [on-shore + indemnisations]. Ces ajouts, que les tribunaux n'ont encore confirmés que rarement, doublent les prix d’investissement en tenant compte de la forte emprise environnementale de l’éolien industriel sur les terrains habités de façon très dense en Europe, spécialement dans la bande côtière, et de la dévaluation importante de l’immobilier résidentiel et des terrains à bâtir aux environs (jusqu’à 30 %, dépendant de la proximité et de la visibilité). Le coût du MWh, 99 €/MWh, passe à 99 x 23/17 x 1,33 x 1,5 = 267.

Choix de la théorie de l’apprentissage

     Pour l’étude CE, les auteurs ont déniché une théorie où la réduction progressive des coûts d’une nouvelle technologie ne dépend pas de la durée de ce développement.

      Cette théorie de l’apprentissage technologique a été validée sur quelques statistiques de systèmes technologiques se développant sur un marché libre au cours de plusieurs générations. Son bien-fondé s’explique par les efforts constants des constructeurs qui investissent dans la recherche, y compris de méthodes de fabrication de moins en moins onéreuses. Cette explication requiert un développement suffisamment lent pour que, après chaque installation, le constructeur ait le temps de mesurer les performances, de trouver ce qui est peu efficace et d’améliorer la conception des machines, les procédés de fabrication et les méthodes de vente et d'installation. Ces cycles d’apprentissage par essais et erreurs doivent être assez longs pour que les chercheurs, ingénieurs et commerciaux aient le temps de comprendre ce qui se passe et de changer les machines et les procédés.

      La formule préconisée par la CE n’est fonction que du rapport entre les installations actuelles et celles au départ (et ne dépend pas du temps écoulé). Le choix du moment de départ de la formule a une influence majeure sur le résultat. Appliquée stupidement, cette formule conclurait que, puisqu'on n'a plus construit de centrales nucléaires entre 1982 et 2012, il n’y a aucun progrès entre les réacteurs anciens et l’EPR en projet. Si on a conçu un système (par exemple une Ford T) et qu’on inonde le monde de véhicules exactement semblables, la formule prédit que cela produira une forte réduction de prix mais les Ford T ont continué à être vendues longtemps à un prix de monopole.

      En pratique, les progrès sont plus rapides si toutes les nouvelles réalisations d’une technologie sont des prototypes ou de petites séries qui sont testés et retravaillés avant les réalisations suivantes, ce qui a été le cas de la plupart des technologies dans l’histoire. L’éolien est particulier car il est plus proche de l’exemple de la Ford T. Jusqu'en 1992, seule une firme danoise a reçu assez de subsides pour développer des éoliennes. D’autres entreprises n’ont vraiment étudié cette technologie (jugée non rentable et peu utile par les techniciens), que depuis que des importants subsides ont été votés en Europe (surtout à partir de 2001), ce qui a rendu caduque l'objection de non-rentabilité. On ne fabriquait pas des églises pour la rentabilité au moyen-âge mais pour célébrer une religion et les éoliennes sont conçues comme des clochers d'église plutôt que pour être utiles. Le prix élevé de l'éolien résulte en grande partie de la façon spéciale d'autoriser les zonings éoliens sans marchés publics.

      Dans les dix dernières années, l’éolien a eu un développement très rapide. Une méthode où l’on subsidie en fonction de la production d'énergie n’incite pas à baisser le prix. Le subside au MWh éolien (le prix des certificats verts) a augmenté plutôt que diminué. Tant que la combine fonctionne, les opportunistes se sont empressés d'installer un grand nombre d'éoliennes presque identiques sans publier les facteurs de charge et en gardant secrets les prix réels et le manque de rentabilité et d'avantages environnementaux.

       On doit écrire la formule d'apprentissage de la CE  en Excel pour évaluer son effet. Les coefficients donnés (3 % pour le nucléaire et 8 % pour l’éolien), appliqués à une multiplication par 30 des capacités installées, donnerait une réduction future de l'ordre de 13 % de l’investissement pour le nucléaire et de 34 % pour l’éolien. Il semble plutôt que l’éolien est une technologie presque aboutie tandis que le nucléaire (qui est encore au stade où chaque réalisation est un prototype) a plus de possibilités pour que soient conçues des centrales moins onéreuses tout en renforçant la sécurité. 

Autres remarques sur les formules

       Le carbone évité n’est inclus que dans les prévisions de coût pour 2020 et 2030. Le taux de la taxe carbone, assez élevé, est de 41 €/tCO2 en 2020 et 47 €/tCO2 en 2030 (au lieu de 10 €/tCO2 en 2009). L'effet augmente le prix des combustibles fossiles par rapport aux prix futurs de l’éolien ou du nucléaire. Les comparaisons (CE, LE) entre le thermique à flamme d’une part et le nucléaire et l’éolien d’autre part dépendent surtout du prix des combustibles (charbon, gaz naturel, biomasse), ce qui n’est pas étudié ici.

       Les curieux coefficients des facteur d’apprentissage et les autres suppositions sont des choix arbitraires incapables de prévoir des prix valables mais cette méthode fait croire que la technologie de l’éolien deviendra bien moins chère.

Générateurs indépendants au lieu de systèmes intégrés

     Certains générateurs produisent de l’électricité intermittente, d’autres du courant de base (continu) et d’autres du courant à la demande. Ces types de courant ne sont pas du tout équivalents. Comme l’utilisateur veut du courant à la demande, il faut étudier comment les autres courants sont transformés pour devenir utilisables par le client final.

     L’étude CE ne fournit pas le coût le plus important pour le client final, lequel doit recevoir de l'électricité quand il en a besoin. Pour transformer l’énergie intermittente en énergie à la demande, il faut un système intégré de production (y compris des centrales d’appoint rapides ayant un rendement plus faible), de transport et/ou de stockage temporaire que l’étude CE ne mentionne même pas.

      Les coûts du réseau et de l’électricité réactive (produite par les gros alternateurs ou par des dispositifs additionnels) sont ignorés, bien qu’ils soient plus élevés pour les sources d’énergie intermittente, tel que l’éolien qui ne produit pas d'électricité réactive et qui injecte son énergie à des endroits aléatoires dans l’espace du réseau, électricité qui doit être transportée plus loin sur des lignes à très faible taux d’utilisation. La cogénération n’est pas étudiée, bien qu’elle donne les meilleurs rendements.

      Le rapport CE étudie séparément les sources d’énergie, une option méthodologique qui ne peut pas étudier les coûts réels d’un système complet. Les caractéristiques étudiées dans le rapport CE, puissance, coût, émission de CO₂, n’ont de sens que pour des systèmes intégrés.

     1) Le nucléaire fournit un courant de base, lequel doit être complété, soit par des centrales thermiques, soit par des stations de pompage/turbinage qui stockent l’énergie excédentaire la nuit et la restituent de jour (La quantité à stocker est faible car elle correspond à une demi-journée). Si la production est de 4 unités de jour et de nuit et si le rapport de consommation jour/nuit est de 5/3 (avec des compteurs intelligents qui mesurent le courant de nuit à bas prix), les  stations de pompage/stockage STEP perdent une partie de l'énergie nucléaire [25 % de perte sur 25% de la production = 6,3%], ce qui, augmente de 7 % la production nucléaire. [67,5 x 1,07 = 72,2 €]. L'utilisation de barrages à remplissage variable sur des rivières et plus rentable. Cette transformation de l'électricité de base continue en électricité à la demande permet d'avoir un pourcentage énorme de nucléaire en France. Le résultat est que l’électricité française est 30 % moins chère que la moyenne européenne, ce qui fait penser que le chiffre objectif du « State of the art » nucléaire est le prix minimum indiqué, soit 50 € (22,5 € moins cher).

     2) L’éolien fournit du courant intermittent. Comme expliqué ailleurs, celui-ci ne peut pas être stocké pratiquement par des STEP qui ont des réservoirs supérieurs chers et donc petits. L’éolien doit en pratique être suppléé par des centrales thermiques capables de changements rapides de puissance, c'est-à-dire par moteurs diesel ou des turbines à gaz (TG) plutôt que par d’autres centrales thermiques (TGV). Pour être suffisamment rapide, ce backup doit fréquemment être de type TG, par exemple en faisant fonctionner uniquement l'étage turbine des TGV.

      Les centrales d’appoint doivent fournir l’énergie complémentaire que les éoliennes ne fournissent pas quand leur puissance décline en raison de l’intermittence. Les chiffres de l’étude CE précisent certains coûts du backup nécessaire à l’éolien. Le backup rapide coûte nettement plus cher (70 €/MWh par des TG au lieu de 55 €/MWh par des TGV, soit une différence de 15 €/MWh), une perte qui, d'après le rapport CE, s’accentuera en 2020 (la différence passe à 22,5 €/MWh).

      Les périodes où ces démarrages et arrêts brusques sont nécessaires dépendent des fluctuation du vent. En supposant en première approximation que cela est aussi fréquent que la période équivalente à des vents suffisants, cela augmente le coût à attribuer au MWh éolien. Le prix global serait ainsi : 25% x 92,5 € + 25% x 70 € + 50 % x 55 €=  68,12 € (13 € de plus que les 55 € du gaz naturel seul).

     3) Pour comparer valablement les systèmes incluant de l’éolien offshore ou de l’éolien on-shore, il faut comparer ces systèmes globaux. Comme la méthode du rapport CE traite séparément ce qui forme un tout, cette erreur de méthode ne leur permet pas une comparaison. Le vent en mer est plus fort et plus réguler, permettant de meilleurs coefficients de charge. Cela demande aux centrales d’appoint moins de changements rapides de puissance et donc des transitions moins fréquentes. Si, au lieu des TGV à 58%, on doit utiliser des TG à 38%, la période de transition aura un rendement 55% plus faible. Des études concluent ainsi que l’éolien en mer évite plus de CO2 et est moins cher (même sans tenir compte des compensations pour les pertes immobilière en on-shore).

     4) Le lobby éolien a employé des arguments inconnus pour convaincre des décideurs politiques de ne pas écouter les spécialistes de la distribution de l'électricité qui l'étudient comme un système. Au lieu de cela, ces décideurs traitent l'énergie éolienne comme un producteur indépendant. Cependant la gestion de l'électricité fait partie d'un ensemble qui doit fournir de l'énergie à la demande.

        Les problèmes de compensation des fluctuations imprévisibles étaient bien résolus et peuvent encore être résolus avec un faible accroissement de capacité des centrales thermiques rapides tant que les fluctuations imprévisibles de production ne sont pas plus grandes que celles de consommation. Supposons que ces dernières soient au maximum de 10 % de la consommation (courant de base nucléaire exclus). L'éolien n'occasionne pas de fluctuations plus importantes si sa puissance est de l'ordre de 10 %, c'est à dire si son énergie est de l'ordre de 2 % (avec un facteur de charge de 20 %).

       Des rendements diminués apparaissent ensuite quand l'énergie éolienne dépasse 2 %, ce qui est au programme de nombreux pays de l'Europe. Le calcul précis des pertes de rendement dépend de la structure des centrales d'appoint. Si le pays a une capacité excédentaire de régulation hydroélectrique (en jouant sur le remplissage des barrages et des stations de pompage/turbinage), cette perte est peu importante. Si la capacité de régulation fait appel à des turbines à gaz et à des générateurs diesel, tout porte à croire que cette perte est assez prohibitive pour que les lobbies éoliens évitent d'envisager ce calcul, lequel indiquerait aussi des émissions accrues de CO2

      En conclusion, l’étude CE est incomplète (ne s’occupant que de productions indépendantes, mélangeant tous les types d'électricité et ne traitant pas de sa transformation et de sa livraison, et ne s'occupant pas de l'ensemble du système électrique). Elle ne peut donc pas être utilisée valablement pour des décisions basées sur des comparaisons globales des technologies de l’énergie.

Coût, fonction de la consommation et de la prévision

       Sur le marché de l'électricité, qu'on prétend libéralisé, les producteurs d'électricité doivent faire offre de prix à l'avance (une journée à quelques heures). Dans ce marché, la loi de l'offre et la demande détermine les prix de chaque tranche horaire, demi horaire ou d'un quart d'heure. Le marché génère des prix correspondant au diagramme suivant, expliqué dans la figure 2 d'une thèse.

 

     La bourse de l'électricité fonctionne comme suit. Celui qui a proposé du courant accepté doit le fournir sous peine d'amende. Pour se prévenir contre les risques que l'intermittent ne puisse pas produire, le gestionnaire doit acheter aussi des réserves de capacité, du courant qui n'est fourni (plus cher) qu'en cas de demande. Pour fixer les idées, disons qu'une réserve de capacité virtuelle coûte  la moitié d'un courant effectivement fourni. Cela n'est pas indiqué dans le diagramme et explique pourquoi le courant intermittent s'achète souvent deux fois moins cher que le courant à la demande, une contrainte que le piège éolien passe sous silence.

        Des générateurs produisant de l'électricité de plus en plus chère sont mis en route quand la demande dépasse la capacité du nucléaire, du charbon et des TGV. Les problèmes d'approvisionnement et de budget font que la moitié de la production électrique dans le monde provient de centrales à charbon. [Au lieu d'installer 570 éoliennes de 2 MW, on peut, à moindre coût, remplacer une centrale au charbon de 300 MW (produisant 2,2 TWh/an à 85 % d'utilisation) par une TGV de même puissance et avoir autant de courant (à la demande au lieu d'intermittent) et éviter autant de CO2. Une solution plus économique et qui génère moins de CO2 est le nucléaire].

        Quand une forte demande imprévue survient, on démarre des turbines à gaz d'appoint (y compris l'étage turbine des TGV en attente) et/ou des générateurs diesel. Ces unités de pointe fournissent un courant plus cher (consommant plus et émettant plus de CO2) mais elles permettent d'éviter des pannes en générant rapidement ce qui est demandé. Si la prévision est erronée dans l'autre sens, le gestionnaire doit indemniser pour l'électricité achetée d'avance mais qu'il ne peut pas utiliser en cas de chute inattendue de la consommation ou de renforcement imprévu du vent, un renouvelable qu'il doit accepter en priorité.

     Sur le graphique, le côté droit (heures de pointe) montre des prix élevés lors des rares grandes pointes saisonnières où tous les générateurs sont démarrés. On est aussi dans cette zone de la courbe quand une erreur de prévision entraîne que l'on doive démarrer d'urgence des réserves de capacité (turbines à gaz et générateurs diesel). Dans ces occasions, les producteurs concernés profitent d'être les seuls du marché à pouvoir proposer du courant dans de brefs délais mais à un prix plus élevé. Ce cas est d'autant plus fréquent qu'il y a de grandes fluctuations dans l'écart demande/production et donc deviendra de plus en plus fréquent quand il y aura des fortes fluctuations proportionnelles au vent en même temps qu'une forte production d'éolien. Celui qui soupçonne que le marché n'est pas le plus efficace que les anciens accords pour réduire les prix devrait étudier comment Enron a utilisé ces règles bizarres du marché pour détourner l'argent des consommateurs.

    L'électricité revenait beaucoup moins chère avant la libéralisation car on concluait des contrats à très long terme (des dizaines d'années) et à des prix proches des prix de revient pour l'électricité de base. Un fournisseur  nucléaire est maintenant obligé de proposer son courant à court terme mais il peut alors le faire à un prix plus élevé, ce qui explique qu'il gagne tant d'argent que l'on veut le taxer à posteriori et que la libéralisation, faite soit stupidement soit par des aigrefins comme Enron, a fait augmenter (parfois quadrupler) les prix de l'énergie livrée. L'Europe fait des remontrances à la France car elle n'a pas libéralisé la fourniture de courant nucléaire, ce qui entraînerait une augmentation de 30 % du prix de l'électricité. Cette situation surréaliste, où le dogme du libéralisme écologique prend le pas sur le sens commun, serait risible si elle n'avait pas tant de conséquences onéreuses sur le budget des ménages.

Le coût pour les consommateurs.

        Le supplément de prix des factures d’électricité se calcule à partir du feed-in tariff ou des Certificats Verts (CV de l’ordre de 90 €/MWh). Une éolienne de 1 MW fonctionnant 2014 h (23%) donne des rentrées de 90 x 2014 = 181 k€/MW par an pendant 15 ans, ce que l’on obtient aussi d’un investissement initial de 1,76 M€ placé à 6 %. [Formule Excel : PV(0,06;15;181000)=1,758].

      Si le promoteur éolien doit avancer 1,14 M€/MW, l’équilibre financier est ainsi réalisé avec une confortable plus-value (55 %). Mais les données de l’étude CE sont discutables, puisqu’elles proviennent des lobbies éoliens. Des recoupements font penser que l'achat d'une éolienne et son installation serait de moins de 600 €/MW. Le bénéfice serait alors, puisque [PV(0,06;15;61780) = 600 M€], de 181-61,8 =119 k€/an, ce qui équivaut à un bénéfice de [1,76 - 0,6 =] 1,16 M€ par MW du permis.

      Quand le bénéfice d’une signature pour un permis éolien se marchande, le permis se vend jusqu'à 1 M€ par MW d'éolien, dépendant de l'état d'avancement sécurisé du permis. Un chiffre observé sur le marché des permis éoliens a été de 0,3 M€/MW (Gerondeau [120]) lors de la vente de la « Compagnie du Vent » à Suez (janvier 2008). Le marché éolien serait assaini si on divisait par deux le montant des certificats verts.

      Le prix additionnel de l’électricité éolienne (par rapport au nucléaire, au gaz ou au charbon) se calcule comme suit. Le gestionnaire du réseau doit se faire rembourser par les consommateurs pour les certificats verts qu’il paye (de l’ordre de 90 €/MWh). Il peut revendre l’électricité éolienne intermittente à un prix estimé de 25 €/MWh, soit une perte de 65 €/CV. Le prix de l'intermittent est discutable car une libéralisation, conçue au départ par Enron, fausse le marché libre de l’électricité. L'obligation d'achat de l'électricité renouvelable fausse encore plus ce marché.

      Une puissance éolienne de 1 MW fonctionnant 2014 h (23%) coûte ainsi aux consommateurs 65 x 2014 = 131 k€/an pendant 15 ans. Si 20 GW éolien sont installés en France, la facture des consommateurs sera augmentée de 2,5 G€ par an et cela pendant la durée de vie des éoliennes subsidiées. Ce chiffre a été obtenu par d’autres méthodes et publié par l’Institut Montaigne. Étendu à l’échelle du monde (il faut multiplier par 10), on comprend (1) que les lobbies éoliens aient à leur disposition des moyens financiers énormes, (2) que ces 25 G€/an fassent tourner les têtes des décideurs et (3) que les décisions politiques sur l’éolien (tels que le montant des CV) aient perdu toute assise économique raisonnable.

       Dés qu'il y a des subsides publics, il faudrait une transparence totale pour débusquer ceux qui profiteraient de cette manne sans rien faire d'utile. L’industrie éolienne n’a jamais présenté de comptes transparents et il semble que les bénéfices éoliens ne vont pas à la communauté, même si des coopératives le font croire. La conception du cadre réglementaire de l'éolien aurait été inspirée par celle imaginée par Enron pour la libéralisation.

La grosse part du gâteau versé à la finance

     Dans le contexte actuel de la remise en cause des produits financiers (révélés par la crise financière), l’utilisation d’un taux d’escompte très élevé est surprenante. En comparant les taux des 2 études (6 % pour LE, 12 % pour CE), on constate que les versements d’intérêts financiers pour de l’énergie à fort investissement s’ajoutent pour totaliser en finale la moitié du coût de l’électricité (CE). Cette anomalie devrait être élucidée car les épargnants, qui cotisent indirectement pour ces investissements, ne touchent pas 12 % mais moins de 6 %. Des travaux (éoliens) d’intérêt public et qui jouissent d’une sorte de garantie du gouvernement ne devraient pas être traités comme des opérations capitalistes risquées et destinées au profit.

     Comme les éoliennes sont financées à crédit et que les politiciens peuvent faire sembler d'ignorer qu'une autorisation de parc éolien est équivalent à une augmentation significative de la dette du pays, ce montage financier astucieux rend l'éolien assez résistant à la crise financière. Il faudrait une révolution pour abolir les privilèges (éoliens) scellés dans les lois. L'Europe a subi une arnaque éolienne depuis les années 2000 et cette dérive destructrice des campagnes ne produit une intoxication suffisante pour provoquer un vomissement salvateur que lors de la saturation, comme au Danemark en 2005.

Des anomalies en faveur de l’éolien

      Des chercheurs liés à l’industrie éolienne publient de temps en temps des études traitant du coût de l’éolien. Ils doivent satisfaire deux exigences contradictoires. (1) Montrer un coût suffisamment élevé pour que les subsides éolien soient prolongés et même augmentés avec l’inflation. (2) Montrer un coût suffisamment bas pour que l'éolien reste suffisamment attirant pour justifier une politique d’installation dans l’urgence. La solution de ces experts est de faire croire que l’éolien reste cher mais va bientôt diminuer de prix.

      Des différences entre les deux études s’expliquent en tenant compte de quelques données introduites dans l’étude CE (durée de vie, prix manipulés, nuisances ignorées). Les facteurs de charge de l’éolien (dans CE) ne tiennent pas compte des fortes différences sur le territoire de l’Europe ou sont grossièrement exagérés.

        Le rapport CE prétend s’appuyer sur une  vaste littérature mais de nombreuses références proviennent de lobbies éoliens (ou de l’ONG Greenpeace), lesquels ont montré une tendance à gonfler les statistiques qui leur sont favorables alors que les lobbies nucléaires paraissent plus rigoureux. Il ne semble pas exister de références valables pour des données qui produisent les principales différences pour l’éolien.

Remarques sur l’incohérence de quelques chiffres

       Voici des extraits du tableau 2-1 de l’étude CE. Les coûts de production de l’électricité sont calculés pour des générateurs évolués (State of the art). Les prix sont des coûts réels en €/MWh pour 2005. La moyenne des coûts minimum et maximum à été ajoutée. La fourchette des coûts pour l’éolien offshore et le nucléaire est très large (jusqu'à 177 %).

Source d'énergie	(€/kW)	(€/kW)	(€/kWh)	(€/kWh)	Yield
	2007	2007	2020	2020
Turbine à gaz (TG)	70	65-75	92,5	90-95	38%
TGV	55	50-60	70	65-75	58%
Nucléaire	67,5	50-85	62,5	45-80	NA
Éolien on-shore	92,5	75-110	72,5	55-90	NA
Éolien offshore	112,5	85-140	90	65-115	NA

     Si la Commission croît en ses propres chiffres (chiffres dans lesquels aucun subside n’est inclus), elle devrait constater que la différence de prix moyen entre les coûts de l’éolien et du gaz naturel (TGV) est 37,5 €/MWh (92,5 €, prix moyen de l’on-shore et prix moyen des CV en Belgique, contre 55 €) ou, par rapport au nucléaire, 30 €/MWh (92,5 € contre 62,5 €).

     Dans les prévisions pour 2020, la CE devrait avoir constaté que, dans 10 ans, le prix de l’éolien serait de 72,5 €/MWh et ne serait toujours pas compétitif, ni avec le nucléaire (62,5 €) ni avec le gaz (TGV, 70 € si le pétrole reste à 61 $/baril).  Si le baril montait à 100 $, le coût TGV calculé par la CE serait de 110 €.

      Si un pays installe beaucoup de puissance éolienne, disons, 100% de sa consommation moyenne, l'examen de la situation montre qu'il ne peut pas stocker cette énergie trop irrégulière. En pratique, il doit faire fonctionner des centrales d’appoint au gaz pour produire 4 fois plus que l’énergie éolienne collectée avec un facteur de charge de 20 % en on-shore ou 2,3 fois avec un facteur de charge de 30 % en offshore. Pour les opposants à l’éolien, l’option éolienne aurait dû s’appeler l’option gaz naturel. Par rapport à une solution tout gaz, le CO2 évité ne peut pas dépasser 80 %, un objectif beaucoup trop faible pour le GIEC.

      Faire dépendre la fourniture d’électricité du gaz naturel est plus dangereux, au point de vue d’un conflit potentiel avec le fournisseur de gaz russe, que de choisir de produire l’électricité avec des réacteurs nucléaires qui n’ont plus rien de comparable avec ceux de Tchernobyl. Si le cartel qui contrôle le gaz naturel décide de doubler ou quadrupler son prix (ou de cesser les livraisons), cela produirait une crise économique tandis que le prix de l'uranium extrait peut décupler sans changer notablement le prix de l'électricité qu'il génère. Stocker de l'uranium pour s'assurer quelques dizaines d'années de réserves ne pose pas de problème de volume.

Conclusion

      L’étude de la CE examinée ici pourrait n'être qu'un épisode des balbutiements d'une administration naissante et techniquement incompétente mais cette étude est devenue importante depuis que la Commission justifie sa politique à partir des résultats de cette étude partiale. Par exemple, dans une lettre de réponse du 3 juillet 2009 à M. J. L. Butré, Président de l’EPAW, un responsable de la Commission écrit : « En termes de coût, la Commission a récemment publié une évaluation actualisée des coûts de différentes technologie. L’évaluation montre que l’énergie éolienne est aujourd’hui relativement compétitive quand les éoliennes sont placées sur des sites bien ventés et que les coûts de l’éolien devraient généralement être équivalents et éventuellement être inférieurs à ceux de l’électricité produite à partir d’alternatives conventionnelles telles que le gaz, le charbon ou le nucléaire d’ici 2020. » [Notre étude montre que, même sur de bons sites, les coûts de l’éolien restent très supérieurs à ceux de l’électricité produite à partir d’alternatives. D'après les chiffres de la Commission, ce qu'ils appellent « relativement compétitif », c'est un supplément de 37 € par rapport à un prix de 55 €. Sauf révolution technologique, le prix de l’éolien restera près du double du nucléaire.]

      [La réponse de la Commission dit aussi : « Contrairement à ce qui est suggéré dans votre lettre, l’énergie éolienne entraîne une réduction significative des émissions de CO2. Le fait que d’autres centrales énergétiques doivent produire de l’électricité quand le vent ne souffle pas ne justifie pas « l’attribution » des émissions de cette production aux éoliennes – si les éoliennes n’étaient pas là, ces autres centrales devraient produire encore plus et couvrir aussi des besoins couverts actuellement par les éoliennes. »  [Ce que la CE ne semble pas vouloir comprendre, c'est que ces centrales de backup (turbines à gaz), capables d’un régime très variable, ont un rendement très faible (38 %, d’après leur propre étude) alors que les TGV, que l’on peut utiliser à rendement maximum quand elles ne doivent pas compenser des générations intermittentes d'électricité éolienne , ont un rendement de 58 % (d’après l’étude CE).]

     [Le vent est d'autant plus irrégulier qu'on se trouve plus à l'intérieur des terres et sur des crêtes. Des turbines à gaz sont indispensables pour compenser des chutes brutales de vent. On estime ici qu'elles doivent fonctionner 1/3 du temps, quel que soit le coefficient de charge. Cela permet de calculer la consommation de gaz et donc le CO2 évité avec des rendements indiqués par la CE de 38 % pour les turbines à gaz et de 58 % pour les TGV. Pour 18 % de coefficient de charge, les TGV doivent fonctionner 48,7 % du temps et le CO2 évité est de moins de 0,5 %. En on-shore, près du littoral anglais, français et danois, le coefficient de charge est de 24 %. Les TGV fonctionnent 42,7 % du temps et le CO2 évité est de 6,5 %. En mer, avec un coefficient de charge de 30 %, les TGV doivent fonctionner 36,7 % du temps (plus le fonctionnement en mode turbine à gaz à rendement réduit) et l'économie de CO2 est de 12,5 %. La conclusion nette est que l'éolien terrestre ne sert à rien car il n'évite pas de CO2 et l'électricité intermittente ainsi produite est deux à quatre fois plus chère pour ceux qui ont un compteur sur le réseau. Si l'industrie éolienne prétendait que les turbines à gaz ne doivent pas fonctionner pendant un tiers du temps, ils pourraient le prouver en mesurant le rendement des centrales d'appoint en Allemagne quand elles compensent le vent variable. Tant qu'il ne l'ont pas fait, on est conduit à estimer que la consommation de combustible fossile et la production de CO2 est pire que ce qui est indiquée ici.]

      [Les centrales thermiques utilisées à mi-charge pour pouvoir plus rapidement (en quelques dizaines de minutes) augmenter ou réduire leur puissance ont aussi un rendement très diminué. L’émission de CO2 est augmentée de (1-0,38/0,58=) 53 % quand les centrales thermiques au gaz, ont un rendement diminué pour fonctionner à des régimes variables en mode backup. En raison de cette différence énorme, il n’y a pas, sur la plupart des sites on-shore, de réduction significative des émissions de CO2, comme l'ont montré des études plus détaillées que ce qui peut être évoqué ici, études qui n’ont pas été prises en compte dans le rapport d’évaluation de la CE, ni dans la lettre de réponse. Si les éoliennes n'étaient pas là, le courant aurait pu être produit par du nucléaire qui n'émet pas de CO2. L'éolien ne peut fonctionner qu'en collaboration avec des centrales d'appoint consommant du gaz naturel (ou du charbon) pendant les 70 % à 80 % du temps où son backup est activé et ne peut donc réduire les émissions de CO2 que, au mieux, de 20 % (avec des éoliennes terrestres) ou 30 % (avec des éoliennes en mer), ce que le GIEC juge insuffisant pour remédier au dérèglement climatique. (Le GIEC recommande 80 % d’émissions en moins dans les pays industrialisés).]

       Pour conserver une partie de son autorité mise à mal par d'autres prises de position sur les quotas, la Commission européenne de l'énergie devrait faire une étude plus valable des coûts et des émissions, tenant compte des critiques, et ne plus répandre des opinions scientifiquement intenables, sous l’influence de lobbies éoliens qui désinforment la CE et le public, avec persistance et astuce.

Un 'turbinegate' après le 'climategate' au GIEC

        Le GIEC a produit un rapport en 2007 qui présente l’éolien comme bien meilleur qu’il n’est. Il faut corriger cette désinformation. Ce rapport rédigé par le Working group 3 (wg3) n'est pas dans la section scientifique (wg4) et n'a pas été étudié par ceux qui repèrent les erreurs et déformations intéressées dans les rapports du GIEC.

        Ce rapport est disponible sur Internet et a un section sur l'éolien (Section 4.3.3.2). Les autres parties du rapport donnent aussi des informations quantitatives sur l'éolien. Puisque l'hydraulique et la biomasse sont traités dans des sections spéciales sur les énergies renouvelables. l'éolien est considéré comme la plus grande source d'énergie renouvelable et les recommandation sur les aides à l''énergie renouvelable ne s'appliquent en fait qu''à l'éolien. La cogénération, la façon la plus efficace de réduire les GES, n'est pas favorisée par les administrations (ONU ou EU) car elle n'est pas soutenue par de puissants lobbies et se prête moins à des déclarations vertes.

      Le fait que partout dans le monde se constituent des associations de défense contre l'éolien n'est évoqué que dans la phrase suivante : «[L'éolien offshore] va croître rapidement  en raison de plus grandes vitesses de vent compensant des coûts plus élevés et d'une résistance moindre du public.» Alors qu'il est bien connu que l'éolien est incompatible avec l'utilisation des terres pour des résidences, on ne voit nulle part le prix de dévaluation des terres occupées dans les prix de l'éolien.

       Le facteur de charge ("capacity factor") est utilisé de façon ambiguë dans la phrase suivante, traduite de l'anglais: «[Le facteur de capacité des éoliennes installées (en 2004, principalement au Danemark)] est en moyenne autour de 23% , Les nouvelles capacités se sont installées avec une moyenne de 28% ...»

       Dans la section 4.4.2 sur l'analyse des coûts, le facteur de charge des éoliennes devient délirant: «Les facteurs suivant de charge ont été adoptés: ... 17 à 38% pour l'onshore; 40 à 45% pour l'offshore.» Il n'est pas étonnant que les prix futurs de l'éolien soient anormalement bas avec de pareilles hypothèses.

    Le rapport affirme que «La plupart des espèces d'oiseaux montrent une réaction d'évitement des éoliennes». La référence pour cette affirmation se trouve dan un rapport danois par un organisme connu pour avoir fait une promotion inconditionelle de l'éolien. (NERI, 2004: Investigations of migratory birds during operation of Horns Rev offshore wind farm. National Environmental Research Institute, Ministry of the Environment, Denmark.) Cette étude n'étudie d'ailleurs en rien les espèces en danger d'extinction sur les terres.

      La production d'éolien par rapport à la production d'électricité au Danemark est de 18,5%. La plupart de cette électricité est utilisée hors du Danemark, ce qui fait que le chiffre réel est plus probablement de 6%. Personne ne peut deviner à la lecture du rapport du GIEC qu'il y a de sérieux problèmes économiques avec l'éolien au Danemark, ni que la production de GES y a augmenté.

      Les consommateurs ne peuvent pas connaître le prix des éoliennes puisqu'il n'y a pas de marché transparent pour les turbines. Le rapport du GIEC donne cependant des prix fournis par les lobbies (de 30 à 90 €/MWh sans tenir compte des autres aides et des priorités d'accès au réseau). Ces prix ne correspondent pas aux prix des certificats verts dans les pays. En Belgique, le prix est fixé par des quotas très élevés, sanctionnés par des amendes de 100€/MWh si le quota n'est pas atteint. Le prix de l'éolien (qui est reporté sur le consommateur) est donc un peu inférieur à 100€/MWh.

    Le rapport GIEC prévient que la nature fluctuante du vent nécessite des améliorations importantes au réseau et à ses réserves de capacités. Le rapport parle du stockage de l'électricité par une phrase qui pourrait être interprétée comme ayant prévenu que cela est indispensable. Le coût d'amélioration du réseau a été jusqu'en 2003 entre 1 et 2,5 G$/an au Danemark. mais ce coût n'est pas ajouté sur le prix de l'éolien communiqué aux décideurs.

     Le style du rapport ne correspond pas à un rapport scientifique où l'on donne des arguments mais où l'on doit se garder de favoriser une option sans justification. Le rapport est rédigé dans le même style que les publications des lobbies de l'industrie, qui sont en fait des publicités assez mensongères. Ceux qui liront le rapport ne douteront pas que ce rapport a été écrit par des lobbies dont plusieurs sont d'ailleurs cités comme références.

       Le rapport prévient que l'éolien n'est pas viable sans un fort support du gouvernement mais personne n'en conclut que, si l'on doit continuer à financer de la recherche spécialement pour l'offshore, il faut attendre que la technologie devienne concurrentielle avant de la déployer.

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