Débat public - Éoliennes flottantes au sud de la Bretagne

Des éoliennes flottantes au sud de la Bretagne : discutons-en !

Étape 3 sur 3

Décision de la maîtrise d'ouvrage 21/02/2021 - 21/05/2021

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Q26 • L'installation pourra-t-elle compenser la centrale à charbon de Cordemais ? Y aura-t-il des effets rebonds ?

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11/09/2020 18:32

Date de création: 11/09/2020 18:57 Date de publication: 14/09/2020 10:58

Version 7 (de 7)

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Référence : cndp-QUES-2020-09-3103-Q26

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Réponse publiée

1. Dans quelle mesure l'installation pourra compenser la centrale à charbon de Cordemais ? On sait que le facteur de charge de cette centrale est de 29% pour 1200W installé, (soit moins de 400W effectifs lissés sur l'année) et que ce dernier est quasiment "constant" et pilotable.

Si j'ai bien saisi, on sait également que le facteur de charge des éoliennes offshore peut monter jusqu'à 35%/40%, pour ici 750W (soit 250W à 300W effectifs lissés sur l'année) de capacité installée, mais avec une certaine variabilité. Si oui quel est le facteur de charge minimum de ces dernières ? Par quoi pourrait-il être complété en cas de forts besoins d'électricité et de faible vent (dans l'idée où on arrête la centrale de Cordemais) ?

2. On sait que la plupart des scénarii énergétiques (Negawatt, The Shift project, et le GIEC) qu'ils soient pro EnR ou non, stipulent qu'il faut d'abord diminuer notre consommation avant d'évoquer le développement de tel ou tel scénario. Ce préalable étant dans le but d'éviter l'effet rebond. Pourtant agir comme cela ne risque pas un effet rebond justement ? N'est-ce pas mettre la charrue avant les boeufs ? Du coup est il prévu parallèlement un arrêt/diminution de la centrale de Cordemais ? Car pour le moment le projet à base de pellets recyclés fait encore débat, Notamment sur la question écologique (ce qui nous ramène à ma première question).

3. Quel est actuellement l'estimation de la production de eqCO2/kWh en région Bretagne ? Avec l'apparition de ce parc et de parallèlement la fermeture potentielle de Cordemais (ou non ? Avec le projet Ecocombust...) + l'ouverture de la centrale de Landivisiau, quelle deviendrait la production en eqC02/kWh estimée ? (Lissé sur l'année).

Classée en tant que

L'insertion de l'éolien en mer dans la transition énergétique

Réponse officielle :

Réponse de la maîtrise d'ouvrage :

Bonjour et merci pour votre question.

1) Concernant l’articulation du projet avec la centrale à charbon de Cordemais,

L’évolution du mix énergétique régional s’appuie en priorité sur les moyens de production à base d’énergies renouvelables localisés en Bretagne. En effet, l’urgence climatique nécessite de réduire très fortement les émissions de gaz à effets de serre, et donc notamment d’arrêter au plus vite la production d’électricité à partir de charbon, fortement émettrice de dioxyde de carbone.

Ainsi, le Gouvernement a confirmé, dans le Plan Climat de 2017 puis dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie adoptée en avril 2020, que les dernières centrales électriques à charbon de métropole continentale seraient mises à l’arrêt ou reconverties vers des solutions moins carbonées d’ici 2022. Il s'agit d'une décision de la politique nationale énergétique, inscrite dans la loi relative à l'énergie et au climat du 8 novembre 2019. Elle implique d’agir avec encore plus de volontarisme sur l’ensemble des moyens de substitution, et renforce, de fait, l’ambition régionale sur le développement des énergies marines.

La poursuite du fonctionnement de la centrale de Cordemais peut être envisagée via le projet Ecocombust développé par EDF pour garder la centrale en exploitation en brûlant des déchets de bois, ou en poursuivant un fonctionnement au charbon, dans le cadre fixé par la loi.

En effet, des spécificités locales en termes d’équilibre du système électrique ont été mises en évidence par RTE, qui conclut dans son dernier bilan prévisionnel que le maintien du fonctionnement de la centrale de Cordemais pour quelques dizaines d’heures en moyenne (et maximum 250 heures) sera indispensable pour garantir la sécurité d’approvisionnement locale de la région Grand Ouest lors des périodes les plus froides, d’ici la mise en service de l’EPR. Ce maintien permettrait également de pallier un manque de capacité de production à la pointe durant l’hiver 2022-2023.

Le parc éolien en mer devrait être mis en service à l’horizon 2028, donc normalement après la fermeture de la centrale, sans lien direct avec cette fermeture.

Concernant le facteur de charge d’un parc éolien flottant,

Le facteur de charge est variable d’une année à l’autre, puisqu’il dépend des régimes de vent.

Selon WindEurope, les facteurs de charge annuels des parcs éoliens en mer en Europe en 2017 étaient compris entre 29 % et 48 %, selon la méthodologie utilisée.

En 2018, le facteur de charge moyen de l’ensemble des parcs en mer du Nord en fonctionnement était évalué à 37 %. Les perspectives de facteurs de charge des parcs éoliens en mer en développement sont cependant nettement supérieures, de l’ordre de 45 % compte tenu des progrès technologiques. Siemens-Gamesa, exploitant le parc éolien en mer de Hywind en Écosse, déclare même un facteur de charge record de 58 % pour l’année 2019. Pour une installation de 250 MW d’éoliennes en mer, la quantité d’énergie produite sera de près de 810 GWh/an, pour un fonctionnement annuel équivalent à environ 3 200 heures à pleine puissance avec l’hypothèse d’un facteur de charge à 37%.

Concernant l’approvisionnement en électricité en période de faible vent,

Aujourd’hui, la production électrique dite variable (éolien et solaire) représente déjà près de 8,5% de la production électrique française, soit plus que la production thermique. RTE estime qu’à l’horizon 2035, la production électrique d’origine renouvelable variable représentera 35% de la production et 50% de la puissance électrique installée en France. Quand il n’y a pas de vent, la production hydraulique, les centrales thermiques (dont les centrales nucléaires), mais aussi les échanges avec les pays voisins ou encore la modulation de la consommation permettent de garantir la couverture de la consommation à chaque instant.

2) La stratégie nationale bas-carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour lutter contre le changement climatique. Elle donne des orientations pour mettre en œuvre, dans tous les secteurs d’activités, la transition vers une économie bas-carbone, circulaire et durable. Elle définit une trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre jusqu’à 2050 et fixe des objectifs à court et moyen termes : les budgets carbone. Elle a deux ambitions : atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 (émissions nationales) et réduire l’empreinte carbone de la consommation des Français (émissions à l’étranger).

Les enseignements tirés de l’exercice de modélisation prospective montrent que réussir la transition bas-carbone vers la neutralité carbone à l’horizon 2050, sans avoir recours à des crédits internationaux, implique, à l’échelle du territoire français, de :

- décarboner complètement l’énergie utilisée à l’horizon 2050 ;

- réduire de moitié les consommations d’énergie dans tous les secteurs d’activité, en développant des équipements plus performants et en adoptant des modes de vie plus sobres et plus circulaires ;

- réduire au maximum les émissions non énergétiques, issues très majoritairement du secteur agricole et des procédés industriels ;

- augmenter et sécuriser les puits carbone.

Comme évoqué dans le premier point, il est envisagé que la centrale à charbon de Cordemais continue de fonctionner via le projet Ecocombust développé par EDF pour garder la centrale en exploitation en brûlant des déchets de bois, ou en poursuivant un fonctionnement au charbon, dans le cadre fixé par la loi.

Ce maintien permettra de garantir la sécurité d’approvisionnement mais également de pallier un manque de capacité de production à la pointe durant l’hiver 2022-2023.

L’État estime également que la diminution de la consommation finale d’énergie est nécessaire dans les prochaines années, et c’est pourquoi c’est un des objectifs fixés par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) du 18 août 2015, qui stipule notamment que la France doit baisser de 50% la de la consommation finale d’énergie entre 2012 et 2050 et -20 % d’ici 2030.

3) Il est difficile d’établir un eqCo2/kWh pour une région donnée, et a fortiori pour la Bretagne dans la mesure où celle-ci ne produit aujourd’hui qu’une petite part de ce qu’elle consomme (18,6 TWh importés d’autres régions pour 22,6 TWh consommés en 2019). Les émissions de CO2 des centrales fossiles en France varient en fonction de leur utilisation (17,5 millions de tonnes en 2019 contre 18,7 millions de tonnes en 2020).

Les contributions aux émissions de CO2 retenues par RTE pour les moyens de production sur l’outil « Eco2mix » sont les suivants :

0,986 t CO2 eq/MWh pour les groupes charbon,
0,777 t CO2 eq /MWh pour les groupes fioul,
0,486 t CO2 eq /MWh pour les groupes « turbine à combustion » gaz,
0,352 t CO2 eq /MWh pour les groupes « co-génération » et « cycle combiné » gaz,
0,583 t CO2 eq /MWh pour les autres groupes gaz,
0,494 t CO2 eq /MWh pour les déchets ménagers.

RTE publie dans l’outil ECO2MIX et dans nombre de ses publications (Bilan électrique annuel, Bilan Prévisionnel…) les émissions de CO2 du parc électrique français. Selon le calendrier du Dossier du maître d’Ouvrage (DMO), le parc éolien flottant de Bretagne Sud sera mis en service vers la fin de cette décennie. A cet horizon, le Centrale de Landivisiau sera en service et les groupes thermiques de la Centrale de Cordemais fermés. La reconversion de la centrale reste néanmoins à l’étude (biomasse), et il subsiste par ailleurs encore quelques incertitudes sur la composition du parc électrique français dans sa globalité à cet horizon.

Dans le Bilan Prévisionnel 2017, RTE a analysé l’impact sur les émissions de CO2 de différents scénarios de mix électrique à horizon 2035. Le scénario Volt, qui intègre la mise en service de la centrale de Landivisiau et la fermeture de l’ensemble des centrales à charbon, prévoit un total de 10 GW d’éolien en mer installé en 2035. Dans ce scénario, le niveau d’émission de CO2 du parc électrique français est de 9 million de tonnes par an, contre 19 millions de tonnes en 2019.

Sources :