Quercus

Parler du facteur de charge hivernal des parcs offshore n’est absolument pas hors sujet Bill, sois rassuré. C’est même en plein dans le sujet ! Ce serait d’ailleurs génial d’avoir des données qui soient un peu plus robustes que celles tirées de six semaines d’observation (qui plus est choisies pour couvrir une période où le vent a été particulièrement faible…). Le fait que ce début d’hiver ait été peu venté ne t’a d’ailleurs pas échappé Bill… Tu te souviens, la fameuse semaine catastrophique du 6 novembre dont tu nous a rebattu les oreilles …

Je sais bien Bill que tu as dit que tu ne me répondrais plus, alors je pose la question à d'autres volontaires. Comment Bill fait-il pour connaître le facteur de charge hivernal d'un EPR et d'un parc éolien offshore (celui de St Brieuc) au cours des prochaines décennies alors que ces infrastructures n'ont pas encore commencé à produire ?? Pour les EPR qui tâtonnent encore là où il y en a (Chine et Finlande), je pense qu'il est juste totalement impossible de connaître le facteur de charge futur. Il pourrait en effet être très élevé, mais il pourrait également être de zéro si cette machinerie très complexe venait à déconner (Nucléaire : l'arrêt d'un EPR en Chine jette le trouble sur celui de Flamanville). Annoncer un facteur de charge de 85 % à l'avenir pour l'EPR de Flamanville relève de la croyance pure et simple. C'est du vent. Le vent justement. Je ne sais pas mieux (et Bill non plus d'ailleurs) ce que sera le facteur de charge hivernal de Saint Brieuc. Mais au moins, pour les parcs offshore on dispose de mesures réalisées chez nos voisins depuis pas mal d'années. Il y a donc une certaine fiabilité statistique. On sait que le facteur de charge des parcs de mer du Nord ont une moyenne annuelle (et non pas hivernale !) de 40 à 55%. Comme le vent souffle beaucoup plus fort en hiver, le facteur de charge est probablement (mais je n'ai pas les chiffres) supérieur à 60% sur les parcs offshore européens. Il n'y a, à priori, pas de raison que St Brieux fasse moins bien que les autres. Donc le 43% annoncé par Bill, je n'y crois pas non plus. EDIT: Cela n'enlève rien aux remarques de Bill sur la consommation de béton et d'acier à l'avantage (apparent !) du nucléaire. Il oublie juste de dire qu'il est un peu plus facile d'envisager le recyclage de matériaux provenant d'une éolienne que ceux provenant d'une centrale nucléaire...

ENFIN ! Apparemment aujourd'hui devrait être le jour tant attendu pour la filière nucléaire française. L'EPR de Flamanville commencerait dans les prochaines heures à injecter de l'électricité dans le réseau. Un excellent article du monde fait le point sur les leçons à tirer de cette aventure industrielle chaotique Nucléaire : les leçons de l’EPR de Flamanville, sur le point d’être connecté au réseau électrique L'article est payant. En quelques chiffres : 1,6GW 19 milliards 17 ans de chantier 7 tours Eiffel d'acier (pas sur d'avoir bien compris...) 400 000 tonnes de béton 120 euros/mwh contre 46 euros initialement prévu (pas certain que le prix du démantèlement soit intégré à ce calcul) L'article aborde aussi la question des 6 EPR en projet (facture estimée en mars 2024 à 67 milliards d'euros (+30% par rapport à l'estimation de 2022)).

En effet pour dimanche et lundi on est vraiment en bordure de la descente polaire (suffit de regarder la carte de l’iso zéro….) Un décalage de 200km serait suffisant pour changer radicalement le scénario. Et 200km à 5 jours de l’échéance c’est encore énorme !

La magie des interconnexions... En 2028, la capacité d'échange avec l'Espagne devrait quasiment doubler. On devrait également inaugurer une connexion de 700MW avec l'Irlande. Cela devrait permettre à la fois de faire de belles affaires (acheteurs, vendeurs et clients), mais aussi permettre de réduire encore l'intensité carbone de tous (mais surtout de l'Irlande et dans une moindre mesure de l'Espagne). Cette nuit par exemple, l'Espagne déventée et froide aurait gagné à pouvoir importer encore davantage d'électricité de France. La semaine dernière la Finlande en plein vent avait réduit au minimum sa production hydro alors qu'au même moment le MW se payait près de 1000 euros dans une Allemagne en pleine pétole. 5GW d'interconnexion entre ces deux pays aurait rapporté gros...pour tous !

Pour le moment, CFS qui voyait un décembre avec fort zonal sur la GB et la Baltique avec HP sur la péninsule ibérique semble avoir vu juste. Pour janvier, il envisageait en novembre une poursuite du zonal mais avec un axe plus méridional (la France serait donc en plein dedans...). Mais depuis, il a changé son fusil d'épaule et annonce des HP visées sur la France jusqu'en mars. Je préfère de loin le scénario écrit en novembre. A suivre.

Presque 1000 euros le mw en Allemagne ce soir… contre 40 en Finlande 🧐

En effet, dans un premier temps, la France devrait rester en marge du zonal. L'extrême Nord pourrait tout de même prendre un peu de vent. Et comme les départements de la Somme, du Pas de Calais et de l'Aisne sont parmi les "mieux" pourvus de France en éoliennes, ça pourrait tout de même se faire sentir. Dans leur domaines, la Tramontane et le Mistral devraient aussi reprendre du service. Je ne serai pas étonné d'observer finalement un facteur de charge moyen de 20 à 30% pour l'éolien français dès dimanche (5 à 8 GW) avant de monter bien plus haut dans la semaine. Quoi qu'il en soit ca n'a pas beaucoup d'importance à l'échelle européenne. La région qui compte vraiment c'est celle qui va de Londres à Rostock sur les rives allemandes de la Baltique (une bande 300-400km de large environ). Sur ce secteur que j'appelle parfois le "cœur éolien de l'Europe", et qui représente à peine la moitié de la surface de la France, on trouve une puissance installée de 100 GW environ. C'est la météo de ce secteur qui "dicte" le bilan carbone de l'électricité européenne. Edit : son bilan carbone… et son prix !

En effet Bill comme début novembre, l’anticyclone hivernal planté sur la mer du Nord est synonyme de mauvais scores carbone pour l’électricité européenne. Le facteur de charge de l’éolien est actuellement de 3 % seulement en Allemagne. Comme début novembre, il est en revanche très élevé sur le « dos » de la dorsale : 57 % en Suède et même 73% en Finlande ! En tout cas cette fois ça ne devrait être que très transitoire puisque dès samedi le vent devrait revenir (et à priori de manière assez durable) sur la mer du nord et dans son voisinage.

Nucléaire ou renouvelables, faut-il choisir ? Article sommaire mais plein de bon sens. Chaque énergie à ses qualités et ses défauts. Quand il fait nuit et en hiver le photovoltaïque c'est zéro (exemple la nuit dernière...et toutes les précédentes !), quand il n'y a pas de vent les éoliennes c'est zéro (comme ce fameux dramatique 6 novembre 2024 en Allemagne), quand plusieurs centrales nucléaires sont arrêtées (année 2022 en France) ou pas démarrées (EPR) en raison de problèmes techniques, c'est zéro aussi. L'une ou l'autre de ces technologies qui produisent le gros du volume électrique décarbonée de la France (319 TWh nucléaire en 2023) ou de l'Allemagne (142 TWh éolien en 2023) ne sont pas le problème. On peut très bien être un pays très nucléarisé comme la Tchéquie ou la Bulgarie (respectivement 36% et 37% d'électricité nucléaire en 2023) et avoir une électricité très sale (respectivement 514g et 412g/CO2) et être un pays sans nucléaire et avoir une électricité très propre comme le Portugal (152g) ou le Danemark (133g). L'inverse est vrai aussi (France, Suède par exemple). En fait on peut assurer la sécurité de l'approvisionnement et avoir une électricité très peu carbonée tant avec des enri qu'avec du Nucléaire du moment que pour boucher les trous on ne fait pas appel au charbon. La solution tient en quelques mots: centrales à gaz, interconnexions, STEPS, surcapacité éolienne. Rien d'impossible ni techniquement, ni financièrement. Comme le conclu l'article : "L’urgence, en somme, est d’agir, car de choisir, il n’est plus temps." PS : Hier le solaire français a produit 0,0208 TWh contre 0,356 TWh pour l'éolien (17 fois plus !). En somme ce 8 décembre était au solaire ce que le 6 novembre était à l'éolien. Faut-il pour autant parler d'une "catastrophe" pour le solaire ?

Le royaume -uni a positionné ses éoliennes de manière à exploiter des gisements de vent qui sont assez complémentaires. Écosse pour le terrestre, mer d’Irlande et surtout sud de la mer du Nord pour le offshore. De ce fait, le facteur de charge atteint rarement des extrêmes. Mais aujourd’hui, à la faveur de la tempête de vent de Nord qui prend tous ces parcs en enfilade, le facteur de charge monte à un niveau record : 86.7% à 14h UTC edit: 95,8 % de fc aujourd’hui dimanche 8 décembre en 🇬🇧 en mi journée !

FACTEURS DE CHARGE ET FOISONNEMENT : Pour se faire une idée du foisonnement, prendre une moyenne européenne n'a pas vraiment de sens, surtout quand un territoire écrase les autres du fait d'une sur-pondération dans le calcul de la moyenne (le Sud de la mer du Nord en l'occurrence). Avec ce type de calcul, si le vent souffle très fort sur la moitié Sud-Est de l'Europe on pourrait déboucher sur un facteur de charge européen très faible. Il y a un biais spatial qu'on ne peut pas ignorer. Quelle que soit la période choisie il n'y a pas d'autre choix que de passer par l'approche spatiale en comparant un territoire avec un autre. Parfois lorsque les gisements de vent sont très fragmentés (comme en France), il peut même être intelligent de descendre à l'échelle régionale. A l'échelle nationale et mensuelle ont trouve par exemple un facteur de charge de l'éolien en novembre 2024 qui se situe à 24% pour l'Allemagne, 36% pour le Royaume-Uni et 40% pour la Finlande (moyenne à 33,3%). En novembre 2023 il était équivalent en Grande Bretagne (35%), très inférieur en Finlande (16,5%), mais très supérieur en Allemagne (33%). Moyenne 2023 à 28% sur ces trois territoires, soit 5pts de moins qu'en 2023... Comme quoi, météorologiquement parlant, ce mois de novembre 2024 avait pas mal de potentiel éolien en Europe du Nord ! Il y a donc à l'évidence une bonne complémentarité entre ces territoires (seulement 5 pts de pourcentage de différence sur les facteurs de charge moyens entre 2023 et 2024). A charge des sociétés d'équiper ces territoires avec une intensité spatiale équivalente et à les interconnecter pour obtenir une production lissée dans le temps. Le Royaume-Uni qui a un très ambitieux programme en Ecosse avec de grosses interconnexions en projet montre la voie à suivre. Lors de cette journée du 6 novembre que Bill n'a pas fini de nous ressortir, il ne faut pas oublier que certains pays d'Europe avaient des facteur de charge éolien supérieurs à 50% quand d'autres étaient à 2%. Encore une fois, et à une autre échelle de temps, un bel exemple de complémentarité potentielle.

Les deux approches ont leur intérêt. Elles ne disent juste pas la même chose. Celle par les facteurs de charge traduit davantage la problématique météorologique. Celles par les moyennes tricennales a d'avantage d'intérêt économique. Les deux sont tout à fait respectables à mon avis. J'aime aussi l'approche spatiale. Déformation professionnelle. Pour l'éolien on a par exemple ces variations (nov23//nov24) France:-32% Espagne: -29% NL: -26% Allemagne: -25 % Pologne: Stable GB: +3% Portugal: +7% Suède: +58% Finlande: +130% Dans ces évolutions effacées par des calculs à l'échelle continentale ont voit par exemple la trace des HP centrées sur la France en début de mois et qui ont plombé nos voisins directes qui sont très équipés en éolienne (Pays-Bas, Allemagne, Espagne). Le Royaume Uni s'en sort mieux grâce à des éoliennes terrestres surtout localisées en Ecosse et donc davantage exposées au zonal qui replongeait violemment sur la Scandinavie où, pour le coup, les facteurs de charge ont été exceptionnels. La Suède et surtout la Finlande ont fait exploser les compteurs. Cela explique en partie la baisse de la production hydro européenne (les scandinaves ayant pu épargner leur flotte grâce aux productions éoliennes). Par la même occasion cette approche spatiale prouve une fois de plus la pertinence du concept de foisonnement dans l'éolien.

Tu as parfaitement raison. Le mois de novembre écoulé ne me semble pas exceptionnellement mauvais, ni pour l'hydro, ni pour l'éolien. Il faudrait comparer à une moyenne pluriannuelle (et plutôt sur les facteurs de charge, car la puissance installée augmente rapidement). J'avais d'ailleurs annoncé depuis plusieurs mois que nous signerons une série de mois d'apparence mauvais durant l'hiver 2024-2025 car le point de comparaison (effet de base) est très défavorable. C'est particulièrement vrai pour ce mois de novembre qui avait été météorologiquement exceptionnel en 2023 (jusqu'à 500mm de flotte dans les Savoies ou le Cantal l'année dernière par exemple). Au doigts mouillé, je dirais qu'on a eu un mois de novembre très proche des moyennes en hydro et légèrement déficitaire sur l'éolien. L'effet de base sera un peu moins défavorable en décembre (il y avait eu une période de calme en début de mois l'année dernière). Il est probable que l'on observe des chiffres assez équivalent à ceux de l'année dernière au moment de faire les bilans.

Finalement, le rythme moyen mensuel de magma semble relativement stables depuis un an. Ça commence à faire pas mal de mètres cubes cette affaire ! existe t’il une carte des épaisseurs cumulées ? Dans certains secteurs j’imagine que l’on doit dépasser les 50m