Peut-on se passer du nucléaire – réponses à quelques critiques

La plupart des critiques concernent le facteur de capacité et le crédit de capacité des éoliennes.

En ce qui concerne le premier, les faits sont pourtant têtus: le facteur de capacité des éoliennes récentes est bien plus élevé que celui des plus anciennes, bien qu’elles soient souvent installées dans des endroits moins favorisés, comme le montre l’exemple américain. Pourquoi? Parce qu’à partir de 2013 on a installé des éoliennes avec une plus grande surface balayée pour la même puissance électrique dans des endroits mieux ventés que ceux pour lesquels ces nouvelles éoliennes « low wind speed » avaient été initialement conçues… mais quand même moins bien ventés que ceux où on installait les éoliennes en 2005 comme le montrent les graphes publiés par Wyser and Bolinger. En 2014, la zone est moins favorable qu’en 1988-2001 mais le facteur de capacité des installations est passé de 25% à 40%.

Pour être tout à fait précis, comme il s’agit là des facteurs de capacités par année de mise en service constatés en 2015, le facteur de capacité des plus anciennes est donc légèrement inférieur, du fait de l’usure, à ce qu’il était à l’origine – de 1 à 2% comme on peut le déduire à la lecture des rapports plus anciens. L’amélioration reste spectaculaire, avec plus de 10 points de pourcentage en six ans, soit une augmentation relative de 35%. Le rapport le plus récent (2019) indique un facteur de capacité de 41,9% pour les éoliennes installées en 2018, sur des emplacements pourtant encore moins favorables qu’en 2014. Il ne s’agit bien sûr ici que d’éoliennes terrestres, bien sûr…

En ce qui concerne le crédit de capacité, certains pensent nous confondre en montrant des périodes (en général, l’été) où la production éolienne est nettement inférieure au 10% que nous avons suggéré comme possible crédit de capacité. Mais cela témoigne simplement d’une incompréhension: le crédit de capacité n’est pas la puissance garantie en tous temps, il est la puissance pilotable dont on peut faire l’économie en gardant le même critère de fiabilité du réseau (trois heures de coupures par an dues  un déséquilibre offre-demande). Autrement dit, ce qui compte c’est la puissance effective constatée aux heures de pointe d’hiver.

Et le fait est… que le 24 janvier, très mauvaise journée, la production éolienne a été inférieure à 1000 MW toute l’après-midi et le soir, donc plus près de 5% que de 10% de la puissance totale installée (~16 GW). Est-ce par chance  que la pointe de consommation ce soir-là ne fut que de 78 GW, très au-dessous des 102 GW sur lesquels nous avons basés nos calculs je ne saurais le dire. C’est bien pour cela que seule une étude de modélisation approfondie, dont RTE a les moyens, avec vingt ans ou plus d’historique de production et de demande mais qui devra également compter sur l’évolution technique (les éoliennes modernes démarrent avec des vents plus faibles, surtout si elles n’ont pas de boîte de vitesse) et l’évolution prévisible de la demande, permettra de calculer avec précision les crédits de capacité et donc dimensionner les stockages et capacités thermiques nécessaires, avec la marge de sécurité souhaitée, sans pour autant construire des capacités superflue. A supposer toutefois que nous prenions seulement 5% comme crédit de capacité quelle serait la conséquence? 3,5 GW de thermique en plus à construire soit 3,5 milliards à répartir sur 20 ans, un coût annuel de 350 millions pour « garantir » une production totale de 700 milliards de kWh, un surcoût d’un demi-millième d’euro par kWh.

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