Cet article est issu d’un thread publié sur Twitter que vous pouvez retrouver à cette adresse.
Discutons un peu du foisonnement éolien, souvent mis en avant par ceux qui veulent pourfendre le nucléaire à coup d’ENR et réaliser LEUR transition énergétique.
L’éolien, c’est un moyen de production d’électricité intermittent. Oui, je malmène sans finesse de pauvres portes déjà ouvertes, mais certains n’en sont pas encore conscient.
J’en parlais abondamment dans ce thread-ci et sur ce blog, dans cet autre billet.
On me répondit à plusieurs reprises que je raisonnais sur le système fermé franco-français. Et que la transition énergétique, il ne fallait pas la voir comme ça, mais à l’échelle d’un immense maillage du réseau électrique à travers toute l’Europe.
Ainsi, de par la variété des vents sur le Vieux Continent, il y a toujours un endroit où souffle une brise a même d’alimenter ceux où l’air est statique.
Ainsi, les variations de production – mais aussi de consommation, mais c’est un autre sujet – s’en retrouvent lissées.
Bon, ce concept présente de nombreux écueils – fonctionnement du marché, capacité des interconnexions, pertes, coût de renforcement du réseau, gestion des pics simultanés…
Mais, sans discuter de sa faisabilité technique et économique, je vais simplement regarder l’hypothèse à sa base : est-ce qu’à l’échelle du continent, les alizés sont à peu près uniformes ?
La plateforme « Transparency » d’ENTSO-E, le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité, met a disposition les courbes de production électrique de chaque pays, heure par heure, moyen de production par moyen de production.
Au passage, c’est notamment sur les données d’ENTSO-E que se base, pour l’Europe, l’excellentissime site ElectricityMap que je vous implore d’aller consulter maintenant et aussi souvent que possible si vous ne le connaissez pas : on apprend énormément de choses rien qu’en le consultant régulièrement et en cherchant à comprendre ce que l’on y observe.
Il y a aussi une application pour mobile.
Bon, la base de données ENTSO-E n’est pas follement pratique à manipuler. Les données brutes sont à télécharger pays par pays, et même réseau par réseau. Si la plupart des pays n’ont qu’un réseau, deux à tout casser (Danemark), et si l’Allemagne, le Luxembourg et l’Autriche se regroupent sous un seul réseau…
L’Italie a plus d’une dizaine de réseaux différents ! Et autant de fichiers à télécharger.
Et c’est pas optimisé, hein ! Faut sélectionner un pays/réseau, patienter,
« Export Data », « Year.xlsx », enregistrer sous, donner et nom… Pour les dix réseaux italiens et pour chaque autre réseau 😦
Bon, pas question de faire toute l’Europe dans ces conditions.
Et puis, quel intérêt ? J’essaye de sortir d’un point de vue restreint à la France, mais je reste centré sur la France : j’ai donc pris tous les pays interconnectés à la France, et tous les pays interconnectés à ceux-là (la France et ses relations de premier et deuxième rang, en quelques sorte).
Ainsi, sans aller jusqu’en Ukraine, je pousse jusqu’à la Pologne à l’Est, le Danemark au Nord, l’Irlande à l’Ouest et le Portugal au Sud. Dans le détail et l’ordre alphabétique :
- Allemagne
- Autriche
- Belgique
- Danemark
- Espagne
- France
- Italie
- Luxembourg
- Pays-Bas
- Pologne
- Portugal
- Royaume-Uni
- Slovénie
- Suisse
- Tchéquie
Et, ensuite, c’est simple : je récupère les productions éoliennes onshore et offshore de tous ces pays et je somme le tout, point par point (au pas horaire).
Et j’obtiens une charmante courbe de la production éolienne en Europe de l’Ouest du 1er Janvier 2018 au 31 août de la même année (les données s’arrêtent là, le thread initial ayant été rédigé en septembre).
Il manque quelques données sur les derniers jours d’août, c’est approximatif sur cette période-là.
Bon, sans rire, ça fait un paquet de turbines, hein. 150 GW, à une vache près. Si je prends la moyenne française d’environ 2.2 MW/mât, ça fait 70 000 éoliennes.
Cela affiche la même puissance que le parc hydroélectrique de toute l’UE, un peu plus que son parc électronucléaire.
C’est sans appel… Ça fluctue toujours énormément, même à cette échelle de 3000*3000 km. On produit entre 7% et 60% de la puissance nominale, ce qui n’est pas sans rappeler le cas français isolé :
La moyenne est d’un peu plus de 38 GW pour une puissance qui s’étale de 9 à 92 GW.
Au final, à cette vaste échelle, que conclure ? Tout simplement que 150 GW peinent à garantir une puissance d’une vingtaine de GW (délivrée 90% du temps sur cette période).
Et dans le cas où l’on est prêt à payer le déploiement de 150 GW pour seulement 20 GW de puissance disponible en à-peu-près-base, il faut prévoir de gérer des pics de 80 à 90 GW.
Ou accepter de laisser se perdre l’essentiel de la (sur)production.
Alors… Certes, on peut concéder un très faible effet de foisonnement, parce qu’on arrive à ne tomber sous les 10 GW que très, très exceptionnellement, et qu’on arrive à soutenir 20 GW une large partie du temps, ce qui est est quand même une performance honorable.
Mais la puissance à-peu-près garantie est de l’ordre du dixième de la puissance installée. L’intermittence est toujours là, considérable, avec des moments de production stratosphérique et d’autres abyssale, et le problème de back-up reste entier.
Soit on se contente de 10 GW garantis par 150 GW installés et payés, pas de back-up requis, mais une production très largement excédentaire l’essentiel du temps et donc une équation économique infernale…
Soit on cherche à utiliser toute la puissance mais il faut prévoir un back-up pilotable d’environ 130-140 GW pour un parc éolien de 150 GW. Là encore, l’équation économique n’est pas simple. Et si le back-up est fossile, ne parlons même pas de l’équation écologique !
À ce lien, le fichier Excel pour qui voudrait jouer avec les données.
J’ai réalisé à posterori ne pas avoir fait la moindre mise en forme… C’est un travail très sale, d’un auteur qui cherche pas du tout à être compris par autrui 😅 Désolé ! J’en ferai peut-être une version plus propre ultérieurement.
Le descriptif en bref du fichier : j’ai un onglet par pays, un onglet où je fais la somme des précédents, et un onglet « de travail », où je récupère les données qui m’intéressent et je trace la courbe. Et dans mes données brutes, les dates n’apparaissent pas, la faute au format pourri des fichiers d’ENTSO-E (ça a été plus simple de faire sauter les dates). Ça démarre donc au 01/01/2018 et ça incrémente d’un jour toutes les 24h (oui, oui, les portes ouvertes, je sais).
Compléments suite à des discussions et réactions à la publication du thread sur Twitter.
On m’a reproché d’omettre l’énergie solaire.
Comprenez bien : si je ne parle souvent que d’éolien et de nucléaire, c’est pour ne pas tirer sur l’ambulance !
Quasiment tous les reproches que je fais à l’éolien : puissance garantie VS puissance installée, absence de foisonnement, variations importantes, décorrélation avec la consommation, et évidemment impossibilité de piloter la production… Tous ces défauts s’appliquent au centuple au solaire !
La production tombe à zéro, que ce soit à l’échelle française ou ouest-européenne, environ 365 fois par an, plusieurs heures de suite à chaque fois. La puissance garantie est donc rigoureusement nulle.
Les pics sont très variables d’un jour à l’autre, et encore plus d’une saison à l’autre.
Et l’hiver, quand la demande est la plus forte, la production solaire est non seulement très faible, mais en plus elle se répartit sur une durée très limitée.
Qui évite soigneusement les pics de consommation, avec une puissance quasiment nulle à ces moments.
Bien évidemment, pas de foisonnement ni de pilotabilité.
Et un impact environnemental plus important que l’éolien, en termes d’émissions de GES, mais aussi en quantités de matériaux consommés par kWh – et en variété de ces matériaux.
Par contre on peut concéder au solaire que la production est plus aisée à prévoir que celle de l’éolien. Mais c’est léger comme avantage.
Du coup, j’parle en général pas trop du solaire parce que ça n’apporte rien de plus…
Néanmoins, j’ai ajouté à ma courbe précédente la production solaire. Dans les mêmes conditions, même graphe, mêmes échelles (j’ai pas été voir les puissance installées par contre. Cause : flemme).
Ça donne ça. En bleu, solaire et éolien cumulés ; en vert, éolien seul.
On observe bien un décalage vers le haut, surtout à partir de mai ; en vérité insignifiant l’hiver.
Mais outre cet offset, ça ressemble surtout à un ajout de bruit sur un signal déjà pas très lisse.
Et pour cause, quand on regarde le solaire seul, bah… Ça ressemble quand même beaucoup à du bruit :
Notez que cette courbe (et donc la courbe bleue avant) comporte pas mal d’artéfacts. De données erronées.
Dans le tableur, j’ai vu des nuits avec une production maintenue à quelques centaines de MW 🤔 avec des pics à plusieurs GW 😱 !
Donc l’allure est à prendre en compte, pas les détails 😬
Et parce qu’on me l’a demandé, les courbes pour l’éolien offshore seul.
Il est vrai que l’on lit souvent que les vents marins sont bien plus continus que les vents sur terre. Une solution (au moins partielle) au problème d’intermittence ?
Bof.
Moyenne : 5700 MW
Plage de variation : 200 MW – 10200 MW
Notez le changement d’échelle verticale par rapport aux précédents graphiques toutefois, d’un facteur 10.
Y’a de la place dans le futur pour le stockage si l’on veut rendre tout ceci vraiment pertinent. La question est donc… le stockage sera-t-il en mesure d’occuper cette place ?
Dose Équivalent Banana 
Cela fait plaisir de voir ce beau travail plus accessible !
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Oui, en ce qui me concerne, je trouve cela plus « lisible » que les threads sur twitter.
Sinon lorsqu’on parle de facteur de charge, rien ne permet de distinguer ce qui est la conséquence d’une intermittence subie (pénurie de ressource primaire, incident/accident, maintenance, grève, … ) ou d’un pilotage pour gérer une surproduction ou une importation bon marché.
J’imagine qu’à terme, la production d’EnR s’accroissant, le nucléaire et le thermique-fossile devront donc réduire drastiquement leur facteur de charge pour limiter les excédents de production et devenir comparable à celle des EnR. Les comparaisons de facteurs de charge brut n’auront vraiment plus aucun sens, n’est-ce pas ?
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[…] Bon, je ne vais pas vous faire l’affront de vous expliquer la notion de facteur de charge, vous savez qu’aucun moyen de production ne produit 100% du temps à sa valeur nominale.Avec 400 GW de nucléaire en service (en comptant les réacteurs japonais dont on attend le redémarrage) pour une production de 2500 TWh/an, on a un facteur de charge moyen de 71% – plombé, particulièrement, par le Japon.Pour l’éolien, on parle, en 2017, d’une production de 1100 TWh pour un parc de 515 GW. Pour le solaire, 440 TWh pour 400 GW installés. Donc des facteurs de charge respectifs de 24% et 13%. C’marrant, ce sont exactement les mêmes valeurs que la France ^^ » Donc si on raisonne en production moyenne et non plus nominale (ou « puissance crête »), les +35 GW de nucléaire, +399 GW de solaire, +497 GW d’éoliens mentionnés produisent respectivement l’équivalent de +25 GW, +52 GW et +119 GW.Damned, c’est déjà beaucoup moins impressionnant.Je vous rappelle que je fais une erreur grave, je suis désolé, je compare des choses pas comparable : la production nucléaire n’est pas intermittente comme le solaire ou l’éolien, elle…Mais j’essaye d’expliquer simplement. Et, de toute façon, mon erreur est en défaveur du nucléaire, donc je me l’autorise. Pour affiner sur l’intermittence, j’ai déjà abondé sur ce sujet ici et là. […]
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hello,
Je me suis sans doute mal exprimé.
Ce que je voulais dire c’est que les productions pilotables (ex: nucléaire) vont de plus en plus servir à gérer les intermittences des non-pilotables en forte augmentation (ex; eolien). Par conséquent, il faut s’attendre à ce que les facteurs de charge des premiers diminuent (ex : baisse de la production nucléaire les jours de vent) alors même qu’ils auraient été disponibles pour produire à 100%.
Comment peut-on comparer un facteur de charge impacté par une indispo (pas de vent, panne,…) à un facteur de charge impacté par un pilotage?
Le corollaire dans le cas du nucléaire,c’est que le prix du KWh risque être artificiellement augmenté par l’augmentation des EnR.
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On ne peut pas comparer les facteurs de charge directement pour effectuer cette distinction.
Il faut distinguer d’une part le facteur de charge, et, d’autre part, le facteur de disponibilité. Le facteur de disponibilité, c’est le nombre d’heures pendant laquelle l’installation est *capable* de produire une puissance donnée divisé par la production théorique.
Du coup, pour l’éolien et le solaire, prioritaires, le facteur de charge et le facteur de disponibilité sont quasiment égaux : quand l’éolienne peut produire, elle produit tout ce qu’elle peut.
Pour le nucléaire, l’hydraulique, etc., le facteur de charge est inférieur, parfois très inférieur au facteur de disponibilité. Parce que, suivi de charge oblige, la production n’est pas toujours à son maximum possible.
Ainsi, à l’avenir, avec la pénétration accrue des renouvelables dans le mix électrique, on va certes voir les facteurs de charge du nucléaire baisser… Mais les facteurs de disponibilité, eux, devraient rester inchangés.
Et oui, le prix du kWh nucléaire étant très sensible à la quantité produite, l’introduction croissante des EnR va le faire augmenter. J’ai coutume de dire qu’on paye deux fois les EnR : une fois à leur installation (ou à leur subvention), une deuxième fois par leur impact sur les prix des autres moyens de production.
Irritant au possible.
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Hi Tristan
Hope it’s OK if I answer in English. I read your article today and decided to analyze the data in a bit more detail to try to explain the result you got (thanks by the way for pointing be to ENTSO-E web-site). Currently, wind production in Europe is concentrated in Western-North-Western corner of Europe. There is not that much production in South and East, so the total production data available today might not accurately reflect hypothetical future in which wind production is spread out across whole of Europe. For that reason I wanted to analyze how are trends in wind production correlated between different countries.
I took the wind production data for European countries for 2018, consolidated it to 1h resolution, and then calculated the covariance matrix for all country pairs. If drop in wind production in one country is to be balanced by increase in another country, there should be negative covariance between them. In case of positive covariance, the effect is opposite, drops in wind production in one country will tend to coincide will drops in another country.
I have plotted the covariance in wind production for each country pair against the distance between them. I have then indicated the country size by symbol size, since total theoretical wind production is in principle proportional to area of the country, and thus, only big countries can in theory balance out fluctuations in other big countries, so country-pairs denoted by big symbols have larger weight on the plot.
And here is the resulting plot:
As you can see, wind production covariance is overwhelmingly positive across Europe. If its windy in one part of Europe, it tends to be windy in most of other parts as well. So, spreading wind production across Europe won’t be able to soften effects of intermittency, as is already evident in your analysis.
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Wow ! Thank you for that detailed analysis :O
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très intéressant, merci.
On peut ajouter qu’il peut y avoir surproduction quand la demande est faible et plus globalement des fluctuations à faire supporter aux réseaux, connexions, …
ce qui peut donner cela : https://www.contrepoints.org/2019/09/06/352971-electricite-vers-un-black-out-general-en-europe-en-2035
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Bonjour, et merci pour ce blog hyper intéressant !
Une petite information : vous vous étonniez d’avoir de la production de fermes solaires au Portugal en pleine nuit. Or « Écologie rationnelle » donne la clé de l’énigme dans sa vidéo « l’effet cobra » : les propriétaires de fermes solaires en Espagne ont des groupes électrogènes pour continuer à gagner de l’argent quand l’ensoleillement est bas. Je suppose que les Portugais font de même et oublient parfois de les éteindre le soir !
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J’ignore si c’est vrai, mais si c’est le cas… C’est désolant.
Je pense que le solaire de nuit dans mes données est simplement un artefact, une erreur dans les données.
Je ne dis pas pour autant que la pratique que vous évoquez n’existe pas, mais je me garderais de la considérer comme une explication 😉
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Bonjour Tristant,
J’avais fait cette analyse pour 2013,à l’échelle de la France seulement.
Pour aller plus loin, augmentez encore la part d’éolien, (à l’époque j’avais trouvé un optimum à 42x le parc existant) et coupez tout ce qui dépasse la consommation en temps réel (car il serait difficile de stocker une part significative de pics de centaines de GW): on voit que l’éolien pourrait couvrir 60% du besoin, et les « pertes » seraient acceptables (moins de 15% de mémoire).
Bon après, c’est un cas de figure peu réaliste: les réseaux actuels sont complétement incapables d’assurer un tel foisonnement, pas certain qu’il y ait assez de sites favorables pour un tel parc de production, et de toute façon, il faudrait un parc thermique capable de remplacer en totalité: l’ensemble serait beaucoup plus cher, gâcherait beaucoup de paysages, et émettrait plus de CO2 que ce qu’on a actuellement.
En l’état de la technique, le mix HydrauNucléaire est ce qui se fait de mieux pour limiter les émissions de CO2 tout en garantissant la fourniture et à un cout acceptable.
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Ce que vous proposez rejoint un peu l’exercice que j’avais fait ici, mais à la seule échelle de la France : https://doseequivalentbanana.home.blog/2019/01/28/le-suivi-de-charge-eolien/
Effectivement, en multipliant déraisonnablement le parc, on arrive à couvrir une grosse part de la demande, mais avec des pertes considérables. Vous les limitez par le foisonnement, mais en vous heurtant à la capacité du réseau, comme vous le soulignez. L’équation tourne en rond…
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Bonjour,
Partir des capacités installées pour mesurer la chose n’est pas très rigoureux ; et surtout, vous vous êtes bien compliqué la vie : il existe des bases de données météo extrêmement fiables qui permettent d’avoir des informations fines sur la répartition du vent sur le territoire européen. Plusieurs régions françaises sont décorrélées et permettent d’ores et déjà un net effet foisonnement à l’échelle de notre pays (vous pouvez consulter les données de RTE par exemple). Voir aussi cette courte présentation d’ENGIE également :
Cliquer pour accéder à 25.contribution-engiegreen.pdf
D’après cette étude et rien qu’en France, en hiver le parc produit au moins 20% de sa puissance nominale 95% du temps. La simultanéité d’épisodes sans vent sur l’ensemble des façades ne se produirait que quelques jours par an et en été essentiellement.
On peut discuter de la méthodologie mais cet effet est évidemment encore plus fort sur l’ensemble du territoire européen (une dépression met plusieurs jours à traverser cette étendue). Comme vous le mentionnez sans trop y croire, le développement rapide de l’offshore rebat la donne.
Bref, de toute façon la réponse à vos questions a été donnée cette année par l’étude RTE : il existe un consensus scientifique sur la faisabilité d’un mix 100% ENR. Cela ne veut pas dire qu’il sera facilement atteint.. L’enjeu du stockage reste évidemment crucial pour les 15-20 prochaines années. Mais gardez à l’esprit qu’il nous est matériellement impossible d’ouvrir plusieurs EPR 2 à cet horizon faute de capacité d’ingénierie suffisante (les dernières prévisions évoquent 2040 au mieux pour les deux premiers, seulement en cas de relative maîtrise des chantiers, ce qui jusqu’à maintenant n’a pas été le cas avec l’EPR 1).
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Bonjour,
Je suis globalement plutôt en accord avec vous, mais notons qu’une période durable sans vent, nous en avons rencontré une en plein hiver, entre le moment où vous aviez posté ce commentaire et maintenant. Même si l’on parlait d’événement relativement peu fréquents, si l’on reposait excessivement sur l’éolien, leurs conséquences seraient très sévères, même au regard de leur relative rareté !
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