PARCS EOLIENS SUISSES : QUELLE PRODUCTIVITE ?

La stratégie énergique 2050 du Conseil Fédéral est l’objet de débats récurrents. Parmi eux, la productivité des projets de parcs éoliens fait polémique, principalement par manque de données concrètes publiquement disponibles. Le document technique annexé à cet article ( tech_eolien_BJ_sep2015 )  tente d’éclaircir le sujet avec une approche la plus quantitative possible et une large bibliographie. Nous en présentons ici un résumé. Le scepticisme doit être de mise. La comparaison avec les pays voisins suscite à elle seule le doute – les projets suisses promettent mieux que le Royaume-Uni, pays le plus venté d’Europe. Les vitesses de vents nécessaires aux performances revendiquées sont souvent largement supérieures aux valeurs publiées par l’Office Fédéral de l’Energie, sans le moindre commentaire des promoteurs. Et apparement sans contrôle par les autorités qui octroient les autorisations de construire.

A quelques exceptions près, les références bibliographiques sont omises ici, remplacées par une mention ”DT” suivie d’un numéro de section qui renvoie au document technique.

FACTEUR DE CHARGE

La productivité d’un parc éolien est la mesure de l’énergie produite annuellement rapportée à la puissance installée. Elle peut être quantifiée avec un seul chiffre, son facteur de charge F, défini dans l’encart ci-dessous, voir aussi [DT3]. En première approximation, pour ne pas être déficitaire malgré le rachat du courant garanti au tarif de la rétribution RPC, qui est à peu près de 20ct par kWh, le facteur de charge d’un parc éolien doit être supérieur à F=0.20.

Pour cadrer la discussion des parcs suisses, les performances de nos voisins sont, pour les parcs terrestres, en Allemagne: Schleswig-Holstein F=0.23, Bade-Wurtemberg F=0.15, et en France F=0.23. Pour le pays le mieux venté d’Europe, le Royaume-Uni F=0.26, terrestre et maritime combiné.

Pour la Suisse en 2014, et pour une puissance installée de 60MW répartie sur 11 sites, cents mille MWh ont été produits, soit un facteur de charge moyen F=0.19. Mais les chiffres publiés de 10 projets en cours d’étude ou de demande d’autorisation de construire donnent eux un facteur de charge moyen plus élevé, F=0.27 [DT2,table 1]. Le plus modeste, Ste-Croix, propose 0.18 et le plus ambitieux 0.41, un chiffre à faire pâlir d’envie toute Europe. Les critiques des opposants portent sur ces promesses de performance, au-delà des arguments de pollution visuelle et sonore [DT2].

Le calcul du facteur de charge repose sur la combinaison de la courbe de puissance en fonction de la vitesse du vent du modèle d’éolienne choisi, et du régime local des vents[DT3-2]. Le premier facteur ne prête pas à contestation. La courbe de puissance est disponible publiquement sur le site internet des constructeurs. Pour le deuxième facteur aucun des projets ne donne d’indication précise sur les conditions de vent des sites respectifs, à une exception près. Pour tenter d’y voir plus clair, nous avons adopté l’approche suivante. Sur mandat de l’office fédéral de l’énergie (OFEN), l’entreprise Meteotest a produit une carte de vitesse de vent du territoire suisse à trois hauteurs différentes, et constamment améliorée depuis plus de dix ans. Pour une machine éolienne donnée à un endroit donné, il est donc possible de calculer un facteur de charge. Si celui-ci diffère de la valeur donnée par le projet, on calcule la vitesse de vent nécessaire pour obtenir ce dernier. L’écart entre les deux valeurs de vitesse permet de juger du réalisme ou de l’optimisme du projet. Les détails de calcul sont laissés au document technique, en particulier la distribution de vitesse du vent autour de sa moyenne, une correction de densité de l’air en fonction de l’altitude et une correction de disponibilité [DT4].

Encart FACTEUR DE CHARGE

DES MESURES DE VENTS QUI LAISSENT PERPLEXES

Un rapport de mesure de vent du projet Tous-Vents dans le Jorat était accessible sur internet jusqu’en Juillet 2015. Il permet de connaître les valeurs retenues et de les confronter directement au valeurs de Meteotest [DT4-1]. Pour obtenir des données de vent sûres, il est nécessaire d’utiliser localement un anémomètre mécanique monté sur un mât. Ce n’est pas le cas ici, où seul un appareil SODAR, qui fait une sorte d’échographie atmosphérique depuis le sol, a été utilisé. Ces mesures doivent être interprétées et ne sont jamais très sûres. Elles sont ici corrélées avec celles d’un mât de mesures situé à Assens, à 10km de là. Les données Meteotest, Assens et Tous-Vents sont toutes trois clairement incompatibles entre elles. De plus les données Tous-Vents s’ajustent à une « rugosité » de sol correspondant à une grande ville avec des gratte-ciel, soit pas exactement le profil du Jorat [DT4-1]. Finalement, la vitesse donnée au niveau de l’axe du rotor des machines, v=6.5 m/s, est encore inférieure à la valeur nécessaire v=7.5 m/s pour atteindre la performance revendiquée (Table 1). “L’excès de vitesse” est ici de 70% par rapport à la valeur de Meteotest.

PROJETS OPTIMISTES

Les six projets qui promettent des rendements très élevés sont présentés dans la table 1. Les facteurs de charge avancés donnent une moyenne de F=0.31. La vitesse de vent moyenne du plus optimiste devrait être égale à v=10 m/s ( = 36 km/h, une moyenne atteinte en Suisse seulement sur la crête de la Jungfrau), alors que les cartes de vents de Meteotest donnent v=4.4 m/s pour ce même site. Notre calcul avec les données Meteotest donne un facteur de charge moyen pour l’ensemble des six parcs F=0.13, soit seulement 40% de la valeur optimiste. Que faut-il en déduire ? L’écart entre notre calcul avec Meteotest et les promesses des projets ne sont pas réconciliables. Il est évidemment possible que les données de Meteotest ne soient pas correctes dans la région de ces projets, quoique elles se montrent parfaitement correctes ailleurs. Mais on attendrait des responsables de projets importants qu’il expliquent et commentent ces différences. Et justifient la supériorité de leurs mesures. Mais il faut se contenter d’affirmations vagues – « nous avons observé des vents puissants et réguliers au dessus de 100m” – qui ne devraient rassurer personne. Il faut aussi remarquer que les projets dont les données de vent s’écartent le plus des valeurs de Meteotest sont les quatre qui sont localisés dans le Jorat et le Gros-de -Vaud, une région non-retenue par la Confédération en 2004 pour cause de vents trop faibles, comme d’ailleurs l’essentiel du plateau suisse [A1]. Il semble que depuis cette date les cantons ont acquis une autonomie qui permet parfois de s’affranchir de ce paramètre [A2].

Une éolienne mise en service en 2011 au barrage de Gries près du col du Nufenen devait afficher une performance de F=0.15. La production 2012 a donné F=0.10, expliquée par des « maladies de jeunesse ». Mais la moyenne des trois années 2012/13/14 est restée la même, invalidant cette explication. Et notre calcul avec les vents selon Meteotest donne précisément cette valeur basse de 0.10 [DT4-2]. Plusieurs partenaires ont depuis quitté le projet, dont les Services Industriels de Genève qui y ont perdu plus de 15 millions de francs [A5]. Mais une autorisation de construire délivrée en janvier 2015 permet la constructions de trois nouvelles machines, pour une performance estimée à F=0.22. Notre calcul donne F=0.13. La surestimation est de 60%, proche de celle du premier projet. Il faut donc espérer que les promoteurs sont des mécènes aux poches profondes.

MODELES D’EOLIENNES PEU ADAPTES AUX SITES

Au-delà des performances discutables, une autre curiosité est à relever. Deux projets – Gries et Eol-Joux – peut-être rejoints par le projet Mollendruz, entendent utiliser des machines Enercon 115, dont la zone balayée par les pales va de 91 à 206m de hauteur. La machine E115 est donnée par le constructeur pour une classe de vent “IEC-S”, c’est à dire qu’elle « répond à des critères particuliers car elle est spécialement conçue pour l’éolien en mer”. Sa courbe de puissance montre une machine “nerveuse”, affûtée pour des vitesses de vent basses, régulières et homogènes. En terrain accidenté (haute rugosité contrairement à une large surface d’eau) la vitesse de vent varie beaucoup entre le bas et le haut de la zone balayée par le rotor, ce qui induit des efforts importants et une usure mécanique prématurée de la machine [DT4-4]. On doit supposer que le constructeur ne restreint pas son marché sans raison. Difficile donc de ne pas voir une fuite en avant pour les projets pré-cités.

UNE APPROCHE INDICATIVE DES IMPLICATIONS FINANCIERES

Un traitement précis et complet des coûts de l’éolien demanderait une étude séparée. On se limitera ici à une approche simple, et à peu près cohérente à défaut d’être précise [DT-5]. Des donnés partielles indiquent un prix C = 3.5 MF (millions de francs) par mégawatt [MW] installé. En considérant un facteur de charge F=0.20 et une durée d’amortissement de 10 ans, soit 87600h (pour une durée de vie de 20 ans et en tenant des coûts d’entretien, de réparation et d’opération), le prix du MWh doit être c = C/(87600FP) = 200 F/MWh = 0.2 F/kWh, un prix proche de la rétribution à prix coutant (RPC).

Le capital investi ne dépend que du prix des machines et de l’infrastructure du site. Un facteur de charge inférieur à 0.20 implique une perte, et une recette s’il y est supérieur. La table 2 montre la marge indicative pour le total des projets de la table 1, calculé pour le facteur de charge optimiste (F) et conservateur (Fref, notre calcul avec données Meteotest). Si Fref est correct, une perte importante de 160 MF doit être attendue. Si le tarif RPC devait être revu à la baisse, par exemple c=0.15 F/kWh, la perte sera de 240 MF. Cette dernière possibilité n’est pas à exclure. L’OFEN ou le parlement pourraient prendre au sérieux les prévisions optimistes. Et décider de ne pas faire d’une subvention une source de profit exagéré.

On note encore qu’avec le capital investi et le facteur de charge de référence F=0.13, on obtient un prix du kWh à la production 0.31 F/kWh. C’est une valeur très éloignée du prix du marché revendiqué pour un futur proche par les défenseurs de l’industrie éolienne. Si l’on y ajoute un minimum de 0.10 F pour la distribution, le prix pour le petit consommateur final serait 0.41F/kWh.

POUR CONCLURE

Les critiques opposées aux promesses de productivité des parcs éoliens sont légitimes. La comparaison avec les pays voisins suscite à elle seule le doute – les promesses sont plus élevées que celles du Royaume-Uni, pays le mieux venté d’Europe. Les vitesses de vents nécessaires aux performances revendiquées sont très souvent largement supérieures aux valeurs de Meteotest produites sous mandat de l’OFEN, sans le moindre commentaire des promoteurs. Et apparement sans contrôle par les autorités qui octroient les autorisations de construire.

Des mesures locales avec des anémomètres mécaniques montés sur des mâts à hauteur suffisante semblent indispensables pour valider ou invalider les données. Un pas dans cette direction à été engagé pour les parcs Tous-Vents et Eole Jorat Sud [A3,A4]. Mais même le cas peu probable de validation des valeurs de vitesse élevées, le calcul des facteurs de charge devrait être explicité en détail – voir l’exemple de la performance revendiquée du parc Tous-Vents, incompatible avec ses propres valeurs de vitesse moyenne.

Pour 2050 l’OFEN prévoit une production éolienne annuelle de 4.25 TWh (soit 7.5% de la consommation électrique en 2014). Ce qui demanderait l’installation de 820 machines de 3 MW si le facteur de charge moyen est de F=0.2, pour un investissement initial d’environs 9 milliards de francs. Mais chaque machine doit être remplacée tous les 20 ans. Et ni les nécessaires renforcements du réseau électriques, ni les capacités de stockage pour pallier l’intermittence ne sont comptés. Le contribuable et consommateur serait donc en droit d’attendre des évaluations sérieuses (audit externe?) d’investissements potentiellement déficitaires malgré l’injection massive de subventions RPC.

La zone exploitable du Jura pour l’éolien est longue d’environs 120 km linéaires, ce qui donne une densité de 7 machines par km. Même si par endroits des crêtes parallèles peuvent être considérées, l’impossibilité est évidente, pour de multiples raisons. Reste la façade ouest des Préalpes, nettement moins étendue. On peut-y voir le pourquoi des tentatives de débordement sur le plateau malgré ses faibles vents, les Alpes étant à peu près inexploitables (voir Gries). Mais on ne change pas de fournisseur de vent. Un rendement adéquat pour 820 éoliennes est une équation sans solution pour notre petit territoire. D’où peut-être la course au premier accepté des investisseurs, exagérations à la clef, avant le retour à la raison des autorités.

[A1] Concept d’énergie éolienne pour la Suisse, Bases pour la localisation de parcs éoliens., Office Fédéraux OFEN, OFEFP et ARE, Berne 2004.

[A2] Recommandations pour la planification d’installations éoliennes, OFEN, OFEFP et ARE, 2010.

[A3] www.tousvents.ch

[A4] www.24heures.ch/vaud-regions/lausanne-region/mt-135-metres-chaletagobet/story/26360386

[A5] http://www.tdg.ch/geneve/actu-genevoise/sig-renegocient-partenariat-eolien-valaisan/story/16704664