La demande de permis pour un parc éolien à La Roche-en-Ardenne

La demande de permis d'Electrabel est rédigée de façon ambiguë, puisqu'on peut l'interpréter de plusieurs façons  (page 73) :

• Soit, elle correspond au système 7 du tableau de Calcul ci-dessous si elle produit 24 GWh par an avec 6 éoliennes de 3MW (Subsides totaux de 118 millions d'euros).
• Soit, elle correspond au système produisant pendant 2300 heures par an avec 6 éoliennes de 3 MW (production 42 GWh). Le chiffre de 42 GWh n'apparaît nulle part dans l'étude où des calculs sont faits sur la base de 24 GWh (pages 73, 77)..
• Soit, elle correspond à des intermédiaires (système 4, 5 ou 6) si elle produit  avec 6 éoliennes de 3 MW avec des facteurs de charges différents. 
• Soit, les systèmes 5, 4 et 3 à 24 GWh peuvent être réalisés avec un parc de 4 éoliennes de 3MW et les éoliennes 1 et 6 sont inutiles et devraient être supprimées.
• Les éoliennes proposées sont dans la classe de 2 MW à 3 MW. Les développements dans l'étude sont confus parce qu'ils utilisent 2 ou 3 MW suivant les besoins du moment. 
• Electrabel ne se commet sur aucun de ces chiffres cités qui résultent d'une simulation par ordinateur (avec un logiciel WASP, un standard européen sans garanties). Les simulations sont faites en extrapolant des données d'éoliennes autres que celles qui seront installées et qui sont inconnues.

    La demande de permis d'urbanisme ne précise aucun détail permettant de juger des capacités réelles et donc des nuisances ou du bien-fondé d'installer ce parc à cet endroit où la population est dense et où les nuisances paysagères sont très élevées et changent le cadre de vie de milliers de riverains. On ne peut pas obliger les riverains à croire qu'une éolienne 1,5 fois plus puissante fait le même bruit que la plus faible ou que des éoliennes structurent harmonieusement le paysage !

Calcul des émissions de CO2 produites et évitées

    D'après l'étude d'incidence (page 78) qui reprend des arguments des promoteurs de l'éolien, la construction du projet de La Roche (avec des fondations renforcées en béton) émet  300 tonnes d'émissions équivalentes à du CO2 par an (tCO2-eq/an). (Cet aspect est un détail qui n'est important que quand on compare l'éolien avec le nucléaire). D'après l'étude, une centrale TGV (centrale Turbine-Gaz-Vapeur, du type proposé à Visé) émet 9500 tCO2-eq/an pour une production de 24 GWh. Ces chiffres sont repris ci-dessous avec quelques modifications pour les rendre compatibles aux autres données de la Région Wallonne.

     Puisque des centrales à gaz de puissance équivalente à l'éolien doivent fonctionner quand il n'y a pas de vent, il faut comparer les émission totales, y compris celles des centrales d'appoint. (Dans l'étude, Electrabel n'a pas inclus cet aspect essentiel, suivant la pratique de désinformation utilisée par les lobbies éoliens).

Les subsides pour l'éolien

      Le système de "feed-in" (obligation d'achat) consiste à obliger le réseau à acheter à un prix fixe l'énergie éolienne chaque fois qu'elle lui parvient. Ce subside est bien documenté en France; il est de l'ordre de 83 €/MWh. Le calcul est fait ici à partir des prix français car les valeurs dans le système suivant dépendent des acteurs et des circonstances du marché mais les résultats sont peu différents.

      Le système belge de "certification" est plus compliqué et de nature à mieux distordre le rapport entre les coûts et les bénéfices dans le secteur de l'électricité, distorsions qui ont incité les producteurs d'électricité à investir plus brutalement dans l'éolien et au mépris de la protection du cadre de vie et des paysages. Chaque producteur doit générer un pourcentage d'électricité dite verte (8 %, une valeur inatteignable dans les pays qui n'ont pas beaucoup d'hydroélectricité). S'il en fournit moins, il doit  payer une amende fixée arbitrairement à 100 €/MWh. Il peut payer l'amende avec des certificats verts locaux, certificats fournis pour un MWh produit avec du renouvelable. Les certificats verts sur le marché sont ainsi valorisés autour de 100 €. (90 € en pratique).

      D'autres subsides sont camouflés dans les aides aux investissements, dans des aides accordées arbitrairement pour les câbles de liaison au réseau et dans les importants investissements supplémentaires qui sont indispensables au réseau pour satisfaire à l'obligation d'accepter de la puissance éolienne dans presque toutes les circonstances et d'assurer la stabilité en fréquence et en voltage sur le réseau dans ces circonstances plus difficiles.  Les subsides pour l'off-shore sont plus élevés mais les bénéfices environnementaux sont doublés.

Calcul de l'investissement équivalent aux promesses de subsides éoliens 

      Ce que rapporte une éolienne à son promoteur se calcule comme suit : On connaît le nombre de certificats verts qui lui sont versés. Une éolienne de 2 MW produisant 3 GWh/an rapporte 3000 certificats qui s'échangent et servent à payer les amendes (100 €/MWh) des quotas d'électricité qui sont conçus pour être inatteignables en Belgique. Le prix est proche de 100 € mais la procédure complexe entraîne qu'on les échange à 92 €. L'éolienne rapporte donc 282 k€/an. On suppose un taux d'intérêt de 6 %. Une formule financière donne le montant équivalent à ces versements réguliers pendant 15 ans : PV(0,06; 15; 282000)= 2,68 M€. Le montant qui est emprunté d'autorité aux consommateurs porte sur la différence entre les certificats verts et la revente de l'électricité intermittente produite (estimée ici à 15 €/MWh, soit le certificat à 77 €. La formule Excel est PV(0,06;15;2293000)=2,084 M€. Les 8000 éoliennes qui  remplaceraient la centrale de Tihange, d'après Greenpeace, demandent un investissement de 16 G€, alors qu'il suffit de 7 G€ pour doubler la production de  Tihange (2 tranches EPR ajoutées sur un site existant, ce qui fournit une puissance supplémentaire de de 3,2 GW et une énergie de 25 TWh/an).

      L'entreprise C-Power a commencé à construire 30 éoliennes géantes de 6 MW en mer du Nord sur le plateau continental belge (investissement de 850 M€, soit 28 M€/turbine). Elle a obtenu un premier prêt de la Banque Dexia mais celle-ci est en difficulté suite à la crise financière. Aucune autre banque ne veut prêter pour ce projet fortement déficitaire (si on exclut les subsides anormaux). La production attendue par éolienne de 6 MW (à 25 %) serait de 13 GWh/an. L'investissement serait ainsi de [28/13=] 2,15 M€/GWh/an, inférieur à la valeur déduite des subsides : PV(0,06,25,110*13/6) = 2,763 M€ offshore contre PV(0,06,15,100*0,175*365*24) = 1,49 € on-shore. Cette rentabilité payée par les subsides serait compromise si le taux de charge n'était que de 20 % mais le profit sur le prix annoncé de 28 M€/turbine couvre les risques et les éoliennes en mer pourraient rester rentable quand les subsides sont supprimés et le capital amorti. L'entreprise essaie de faire coup double, se remettre à flot en se servant dans le fond de réserve que le nucléaire a accumulé et empêcher ainsi les investissements futurs de ce concurrent. 

 Tableau de calcul de divers types de parcs éoliens   

      Dans le tableau de calcul suivant, d'autres systèmes sont ajoutés pour la comparaison. Les zones sur fond bleu sont les données, le reste est calculé.

      Le coût du parc éolien est la somme des subsides que l'on devra payer durant la durée de vie du parc. Ce subside est de l'ordre de 90 €/MWh mais le réseau peut revendre le courant intermittent à 15 €/MWh (moitié du coût le plus bas par le système nucléaire). Les règles de libéralisation actuelles semblent avantager l'éolien dont le courant serait racheté comme de l'électricité de base à 30 €/MWh, soit un subside réel de 60 à 75 €/MWh (80 à 95 €/MWh pour l'offshore).

      Suivant l'interprétation des données ambiguë d'Electrabel, le coût qui leur sera versé par la communauté pour 24 GWh pendant 15 ans serait de 118 M€. Si l'on considère que le promoteur a avancé l'argent et que les subsides sont une annuité remboursant cet investissement, il faut diviser les prix payés par 1,098 (15 versements au taux de 7%) et le capital initial (annoncé par les lobbies éoliens) de 44 M€ devient 40 M€.

      La production de chaque système est calculée quand les parc d'éoliennes et leurs centrales d'appoint produisent la même puissance. Pour le cas 7, il faut que le backup travaille 83% du temps, ce qui entraîne qu'elles produisent 5 fois plus que les éoliennes. La production totale du système éolien-backup est alors 6 fois plus grande, soit environ 158 GWh.

      La production des autres systèmes est alors multipliée pour que chacun des systèmes produise la même chose et pour pouvoir ainsi les comparer.

    Une centrale au gaz optimisée produit 456 kCO2-eq/an pour 1 GWh d'après les données servant à calculer les subsides,  on a les données pour calculer la production de CO2 de chaque système. On les compare aux émissions d'une génération de 158 GWh par des centrales au gaz sans éolien pour trouver les quantités de CO2 évitées. Ce chiffre vient de lobbies éoliens mais des nombres plus réalistes sont discutés dans un texte en anglais.

     En mer, les éoliennes produisent jusqu'à 33% du temps, tandis que des centrales à flamme doivent produire pendant le reste du temps, soit  67 %. L'émission de GES (gaz à effet de serre) y est donc de 300 + 47987 = 48287 tCO2-eq/an.

        Les quantités évitées sont comparées au système 7. Le système 2 évite 2 fois plus de CO2 que le système 7. Le programme Excel est recopié ici.

Identification du système étudié	Syst.1	Syst.2	Syst. 3	Syst. 4	Syst. 5	Syst. 6	Syst. 7	Syst. 8
Calcul des émissions de CO2 pour des systèmes de génération électrique intégrée (en tCO2-eq/an).	Centr.  à gaz (TGV)	Éolien+ backup offshore	Éolien+ backup Littoral	Éolien+ backup. Terre	Éolien+ backup. Terre	Éolien+ backup. Terre	Éolien+ backup. Terre	Éolien+ backup Terre
Facteur charge	0,0%	33,3%	30,0%	25,0%	23,0%	20,0%	16,7%	11,4%
Heures productives/an	0	2920	2400	2190	2015	1752	1463	1000
Production des éoliennes/an (GWh)	0	48	43	36	33	29	24	16
Production 18 MW backup / an (GWh)	158	105	114	118	121	126	131	140
Subsides (70 €/MWh/15 ans (M€)	0	80	60	60	60	60	60	60
Subsides totaux en 15 ans (M€)	0	126	103	106	109	114	118	126
Centrales à gaz actives (% temps)	100%	67%	70%	75%	77%	80%	83%	89%
Rapport d'utilisation backup/éolien	NA	200%	233%	300%	335%	400%	499%	776%
Production Backup+éolien	NA	300%	333%	400%	435%	500%	599%	876%
Production du système intégré (GWh)	NA	315	382	473	528	631	787	1223
Production des backup (GWh)	NA	210	267	355	406	505	655	1083
% pour 160 GWh / Système 7		200%	180%	150%	138%	120%	100%	68%
Équivalent en tCO2 emis par 1 GWh	456
CO2 émis par le système gaz-éolien	71902	47937	52203	53927	55365	57522	59894	63691
Économies en CO2	0	23965	19699	17976	16537	14380	12008	8211
CO2 dû à la construction de turbines		300	300	300	300	300	300	300
Économies en CO2 (tout compris)	0	23665	19399	17676	16237	14080	11708	7911
Économies CO2 /système 7	0%	202%	166%	151%	139%	120%	100%	68%
% Renouvelable/énergie produite	0%	33%	30%	25%	23%	20%	17%	11%

Pourquoi le facteur de charge est-il important ?

        Il donne la proportion d'énergie renouvelable par rapport aux  générateurs d'appoint associés, lesquels émettent du CO2. Un système d'éoliennes en mer produit donc beaucoup moins de CO2 qu'en Wallonie. 

        Le système 4  produit de l'électricité avec 25% de renouvelable, alors que le système 7 ne produit que 16,7% de renouvelable. Vers 2050, l'Europe voudrait produire avec 40% de renouvelable, ce qui est impossible avec tous systèmes éoliens, lesquels ne dépassent pas 33% dans la meilleure situation en mer.

      Le calcul fait à la page 78 de l'étude d'incidence (de La Roche) se rapporte à des situations inexistantes (où il y a du vent fort tout le temps). Si l'unité employée est la période pendant laquelle le parc éolien à l'occasion de produire 24 GWh, les centrales au gaz auront fonctionné 5 fois plus (cas 7).

      Si l'objectif était de réduire de 30% les émissions, seul l'éolien en mer pourrait le faire. En Ardennes, on ne peut pas dépasser de 15 à 23%. Pour une génération globale de 160 GWh, le système éolien en mer fait économiser de l'ordre de 10000 tCO2-eq/an par rapport aux émissions du système éolien-backup en Ardennes.

       L'organisme de contrôle des réseaux doit avoir les moyens de mesurer le facteur de charge, c'est à dire, le taux d'énergie renouvelable produite. Les parcs doivent satisfaire à une demande wallonne (minimum 2200 h ou 25%).

Le gaz, concurrent du nucléaire

        La généralisation de systèmes éoliens condamnerait notre pays à devoir continuer à utiliser du gaz pour produire la plus grande partie de notre électricité. Le gaz est le combustible fossile le plus cher (le pétrole étant réservé aux transports). Notre pays sera ainsi sous la dépendance totale des fournisseurs de gaz. Nous sommes ainsi dans la même insécurité énergétique que l'Ukraine et la Biélorussie où une coupure de gaz a été suivie de l'acceptation de demandes impératives.

     Comme l'épuisement des réserves de combustible fossile est inéluctable, la Belgique, après que la population se sera rendue compte de l'intoxication qu'elle a subie sur les dangers du nucléaire, devra opter pour le nucléaire comme l'ont déjà compris la France, la Finlande, le Suède et progressivement l'Angleterre et les États-Unis. À ce moment, les éoliennes perdront leur utilité qui est de nous forcer à dépendre du cartel gazier. Remarquons que des centrales nucléaires permettent d'éviter de l'ordre de 60 000 tCO2-eq/an par rapport à l'éolien du système 7.

     La construction de nouveaux réacteurs nucléaires sur les sites de Doel et de Tihange peut se faire en moins de 5 ans. Les éoliennes peuvent devenir inutiles dans 5 ans mais les consommateurs devront continuer à les payer en pure perte. Il serait sage d'attendre qu'un gouvernement belge stable ait étudié la question énergétique avant de prendre des décisions qui augmentent la dette belge de 103 millions d'euros (Système 3) par parc d'éoliennes, dette que les consommateurs d'électricité devront payer quoi qu'il arrive parce que les contrats éoliens ont été étudiés par de grands juristes pour qu'ils ne puissent plus être dénoncés. 

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