Débat public - EOS
#DebatpublicEOS Projets de parcs éoliens flottants en Méditerranée
Réponse publiée
Le taux de charge de l’éolien terrestre dans la région Occitanie est de 25% en 2020. Il est conforme à la moyenne nationale et identique au Tx de charge de la Normandie
https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-05/Fiche%20Presse%20RTE%20-%20Bilan%20electrique%202020%20Occitanie.pdf
https://assets.rte-france.com/prod/public/2020-07/Fiche%20presse%20Bilan%20electrique%202019%20Normandie.pdf
parc production Tx charge
Normandie 836 1,8TWh ou 1 830 840Mwh 25% (836*365*24*25%)
Occitanie 1660 3,6TWh ou 3 635 400Mwh 25% (1660*365*24*25%)
Projet en mer 500 2,2Twh ou 2 233 800Mwh 51% (500*365*24*51%)
Comment justifier un tx de charge de 50% qui serait le double de celui du terrestre Occitan à environ 20 à 30 km des côtes ?
Concernant les 6 premiers projets posés, dont 3 en Normandie de 500Mw chacun, à environ 15-20 km des côtes, le document d’aide d’état a estimé une production annuelle de 1,8Twh par site, c’est-à-dire un tx de charge, déjà très élevé de 41%.
Une des causes invoquées par la commission pour justifier les tarifs démesurés de rachat de ces 6 projets de 140€/Mwh en moyenne, est la faiblesse du vent sur les côtes françaises par rapport aux pays d’Europe du nord. P 13
https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases1/201933/269222_2088484_174_2.pdf
« (48) Les coûts de production de l'énergie d'installation d'éoliennes en mer dépendent des caractéristiques géologiques et météorologies des sites sélectionnés existant en Europe :
Ainsi la côte française présente les particularités suivantes par rapport aux sites éoliens en mer existant en Europe :
Vent plus faible en comparaison des sites en mer du nord baltique ou mer d'Irlande »
D’après les stat du lobby européen Windeurop, le tx de charge de l’éolien en mer était de 38% en 2019 et 42% en 2020.
https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/statistics/WindEurope-Annual-Statistics-2019.pdf p 19
https://windeurope.org/intelligence-platform/product/wind-energy-in-europe-in-2020-trends-and-statistics/ point 5.
« (108) La Commission note également que la capacité totale des six projets (quasi 3 GW) et que le volume d’électricité produit (10,8 TWh d’électricité par an) sont négligeables par rapport à la taille du marché français de l’électricité;
109) le risque de distorsion de concurrence sur le marché de l’électricité et l’effet sur le commerce résultant des six mesures d’aide seront très limité compte tenu de la capacité de production des six parcs comparativement au marché français. »
Sachant que le temps de panne en mer est supérieur à celui du terrestre, pouvez vous expliquer par quelle analyse vous arrivez à une production de 2,2Twh alors que sur les sites normands de même puissance la production déjà bien gonflée a été estimée à 1,8Thwh soit un tx de charge de 40% ?
Réponse officielle :
Réponse de la maîtrise d'ouvrage :
Bonjour et merci pour votre question.
Les facteurs de charge prévisionnels des fermes pilotes du golfe du Lion se situent entre 43 et 50 % selon les sites. Du fait de vents plus forts au large et des améliorations technologiques attendues dans le domaine de l’éolien flottant, l’hypothèse d’un facteur de charge moyen à 50 % a été retenue pour caractériser les macrozones. Ce facteur correspond au rapport entre l’énergie effectivement produite sur une année et l’énergie qu’aurait pu générer ces éoliennes à leur puissance nominale sur la même période.
Les facteurs de charge des premiers parcs éoliens en mer français ont en effet un facteur de charge prévisionnel qui se situe autour de 41%. Ces projets se situent plus proches de la côte et dans des zones moins venteuses que le Golfe du Lion qui possède une ressource en vent exceptionnelle à l’échelle des façades françaises. La carte n°4 de l’atlas cartographique présente par exemple des zones où le vent moyen se situe aux alentours de 10-10.5 m/s à 100m alors que les parcs de Saint-Nazaire ou de Yeu-Noirmoutier sont situées dans des zones où le vent moyen se situe aux alentours de 8 m/s à 100m (https://eolbretsud.debatpublic.fr/wp-content/uploads/enjeux-localisation-construction-exploitation.pdf).
Par ailleurs, cette même carte n°4 de l’atlas cartographique permet de visualiser la différence de vitesse de vent moyen entre la terre et la mer : les facteurs de charge pour l’éolien terrestre en Occitanie sont ainsi significativement inférieurs aux facteurs de charge auxquels on peut s’attendre dans le Golfe du Lion.
Cette estimation d’un facteur de charge de 50% conduit à l'estimation d'une production annuelle de 2,2TWh par an pour deux parcs de 250 MW (=365,25 jours x 24h x 50%x2x250MW). Le calcul de facteur de charge prend en compte la disponibilité des installations de production, et donc le temps de panne estimé.
Signaler un problème
Ce contenu est-il inapproprié ?
Partager: