Le Royaume-Uni a pour objectif de produire d’ici 2020, 15% de son énergie à partir de sources renouvelables comme l’énergie éolienne ; A ce jour, le pays compte 4.246 éoliennes réparties dans 531 parcs éoliens, générant 7,5% de l’électricité du pays.
Des débats ont eu lieu quant à savoir si les éoliennes avaient une durée de vie plus limitée que d’autres technologies renouvelables existantes. Une étude ancienne qui utilisait un modèle statistique démontrait que l’électricité produite à partir des éoliennes baissait d’un tiers après seulement dix ans de fonctionnement. Certains opposants à ce type d’énergie ont fait valoir que le vieillissement de la technologie éolienne pourrait entrainer un remplacement massif des turbines après une décennie seulement, ce qui en ferait une option peu attrayante en termes économiques.
Dans une nouvelle étude, des chercheurs de l’Imperial College Business School ont effectué une analyse à l’échelle nationale du parc éolien britannique, en utilisant essentiellement des données de vitesse de vent issues de la NASA. Cette étude montre que les éoliennes ont une durée de vie plus longue, soit environ 25 ans, avant de devoir être remplacées.
L’équipe a mis en évidence que les premières turbines éoliennes au Royaume-Uni, construites dans les années 1990, produisaient toujours les trois quarts de leur production d’origine après 19 ans de fonctionnement – près de deux fois le chiffre constaté dans l’étude précédente – et fonctionnaient toujours avec efficacité jusqu’à 25 ans. Cette donnée est comparable à la performance des turbines à gaz utilisées dans les centrales électriques.
L’étude a également montré que comme les éoliennes les plus récentes étaient aussi les plus performantes, cela suggère qu’elles pourraient avoir une durée de vie beaucoup plus longue…
"Les parcs éoliens sont une source importante d’énergie renouvelable. Notre approvisionnement en combustibles fossiles rend le Royaume-Uni vulnérable aux fluctuations des prix, avec pour conséquence des importations énergétiques coûteuses. Toutefois, dans le passé, il était difficile pour les investisseurs de savoir si les parcs éoliens restaient un investissement attractif" a déclaré le Dr Iain Staffell, co-auteur de l’étude et chercheur à l’Imperial College Business School. "Notre étude fournit une certaine assurance, qui aide les investisseurs à voir que les parcs éoliens constituent un bon investissement à long terme et un moyen viable d’aider le Royaume-Uni à relever les défis futurs de l’énergie."
"Il y a eu des préoccupations concernant la question des coûts d’entretien du au vieillissement des parcs éoliens et si cela valait la peine d’investir. Cette étude donne un ‘coup de pouce’ à cette technologie et montre que l’énergie renouvelable est un atout pour le long terme" a ajouté le Pr. Richard Green, co-auteur de l’étude.
Les chercheurs ont tiré leur conclusion en utilisant des données de la NASA, recueillies sur une période de vingt ans, pour mesurer la vitesse du vent à l’emplacement précis de chaque parc éolien terrestre au Royaume-Uni. Ils ont comparé cela avec les données – réelles – de puissance enregistrées pour chaque parc. Ils ont ensuite développé une formule qui leur a permis de calculer l’usure de la machine affectant la performance des turbines.
Cette étude s’oppose donc à la précédente, qui ne prenait en compte que des estimations moyennes de la vitesse du vent à l’échelle nationale pour déterminer les effets de l’usure sur l’infrastructure des parcs éoliens.
Dans le futur, l’équipe de scientifiques va étudier de nouveaux parcs éoliens sur une période longue afin de déterminer si les progrès de la technologie dans les turbines éoliennes ont un impact plus ou moins sensible sur la dégradation des performances. Ces travaux pourraient aider les chercheurs à déterminer plus précisément la durée de vie des nouveaux parcs éoliens et donc de calculer leurs avantages économiques potentiels à long terme.
Quand une société créé une ferme éolienne elle en attend au moins 6% de profit par an, à savoir que les revenus attendus devraient dépasser de 6% les remboursements du prêt contracté envers les banques, augmentés des quelques frais d’entretient. Les revenus sont le prix du MWh payé par le réseau (25-55€) augmenté du tarif (FIT) fixe, en général de 60€ (Danemark) à 115€ (UK). Ce prix multiplié par les MWh produits forment le dit revenu. La moindre variation défavorable de la production annuelle, et la ferme tombe dans le rouge. Alors une réduction de 33% du FIT envisagée en Allemagne détruirait immédiatement toute rentabilité, le captital restant dû ne serait même pas remboursé: Faillite. De même, un perte d’efficacité dûe à une usure limité aurait le même effet. C’est pour cela qu’il y a tant de “repowering” tantôt, remplacement de machines prématurément usées, masqué sous forme d’expansion. Une étude allemande émanant du Dieu de l’énergie éolienne, un conseiller financier en charge de dossiers d’investissements éoliens depuis 24ans note que les meilleurs sites installés n’ont jamais dépassé 2% de rentabilité et que la plupart des autres ne pourront jamais rembouser le capital. Y-a-t-il eu des exagérations “marketing” pour attirer le chaland, fait-on face à une usure insupportable? Le public ne le sait pas mais les prochains mouvements financiers dans le secteur (revente de parcs existants, annulation d’extension comme celui de la Tamise) ne sont eux pas soumis à la moindre Mode ou Religion, mais à la seule réalité: Suivons les et nous serons instruits.
Pourquoi 6% ? J’ai du mal à comprendre pourquoi vous intégrez cette exigeance de rentabilité financière comme une rêgle d’or… A une période où les taux directeurs de la BCE sont proche de 0% cette exigeance parrait disproportionnée. De plus cet article parle d’une perte de rendement à 19 ans(même si j’imagine bien que cette usure est progressive, comme cette perte de rendement), alors que les tarifs d’achat en france ne sont signés que pour 15 ans (10 ans à prix fixe + 5 ans avec un tarif conditionné par la productivité du site). J’ai du mal à croire que les investisseurs montent un plan de financement avec un remboursement au delà de 15 ans dans ces conditions. Avez vous les références de l’étude dont vous parlez? Elle m’intéresse beaucoup.
¤ L’original de la nouvelle étude anglaise se trouve ici : et détail ici : C’est une étude bien plus sérieuse que celle répandue par “Sauvons le nucléaire” et ses copains. Par ailleurs, le “repowering” est justifié par les progrès considérables réalisés pour les éoliennes en 10-15 ans.
¤ Les revenus des parcs éoliens se limitent aux tarifs d’achat (A, pas Ra) pendant la durée de vie des contrats qui est de 10 ans + 5 ans en France comme indiqué. Les tarifs d’achat se substituent à la vente directe sur le réseau mais ne s’ajoutent jamais à celle-ci (seulement le beurre, sans l’argent du beurre). C’est seulement après la fin du contrat “feed-in tariff” que la vente se fait soit par contrat ordinaire pour plusieurs années, soit par vente sur le marché de gros au prix “spot”. Les nouveaux tarifs “FIT” s’appliquent uniquement aux nouvelles installations. La baisse des tarifs d’achat envisagée en Allemagne prend en compte l’augmentation des performances des éoliennes et donc la baisse des coûts de production. C’est comme pour le tarif d’Achat du photovoltaïque aui baisse chaque trimestre. En Allemagne, ce sont surtout des particuliers et des collectivités locales qui sont propriétaires des éoliennes.
Première remarque : Avec un nombre d’éoliennes installées analogue (# 4200 ) ,on annonce en Grande-Bretagne une production de 7,5 % de leur électricité; en France ,selon RTE (,le 26.1.14 ), 2,9 % . 2°/ Comment expliquer ,en toute logique économique, et selon la Commission de régulation de l’énergie ,que l’on puisse attendre des rendements financiers éoliens compris entre 9,7 et 13,5 % ? La distorsion entre les intérêts connus dans le monde industriel ,sans parler du livret A ,et ce type de résultat laisse perplexe.Pour n’employer qu’un euphémisme.
1) les éoliennes n’ont pas la même puissance. UK a des éoliennes plus neuves donc plus puissantes en moyenne 2) dans toute vente de projet il est de bon ton de gonfler les chiffres. On peut facilement ‘optimiser’ la rentabilité.
La réponse est simple : le pourcentage est différent car la production totale d’électricité est différente : 360 milliard de kWh pour le Royaume-Unis et 555 milliard pour la France en 2012… C’est un peu le problème des pourcentages… La source des chiffres que j’indique : (Puis cherche la France et le Royaume Unis pour la production électrique en kWh)
@ Nature Pour la question 1 : La Grande bretagne produit 341,9 TWh d’électricité (source Wikipedia) en 2012 contre 550,9 TWH en France en 2013 (même source). Il est donc normal qu’avec la même puissance installée le taux soit plus élevé en Grande Bretagne qu’en France. De plus, plusieurs parcs offshore sont installées outre-manche et ceux-ci possèdent un taux de charge supérieur à l’onshore (uniquement installé en France).
Dans ces temps de ‘croissance’ (dans le sens stricte du modèle économique classique actuel) quasi nul, voir négative…! Et en ces temps de “….Equilibre financier précaire….” quasi géneralisé dans nos sociétés socio-economico-industrielles (et non seulement chez des ‘éoliennistes’)…….vouloir ‘exiger’ un ‘benef’ quelconque c’est déjà presque ‘insolite’. Et sans vouloir lancer un debat ‘tous le coups sont permis’ sur le bien fonder de notre système capitalistique et la notion même du ‘profit’ (combien,pour qui et comment etc), il faut pas rever…car si les temps sont durs pour tout le monde, au moins chez les ‘acteurs’ de notre ‘jus’, et vu la nature quasi ‘obligatoire’ de leur ‘produit’, ils sont au moins la garantie de la pérenité de leur activité (un peu comme l’eau aussi), vu que c’est un peu le ‘sang’ de nos vie modernes. A moyen ou à longue terme ils savent qui seront toujours là (dans une forme ou autre), et cela c’est presque un luxe que beaucoup d’autres secteurs économiques ou industriel n’ont pas…! Et je suis loin de vouloir considérér que la production et distribution de ‘jus’ (comme de l’eau d’ailleurs) devrait être ‘un droit fondamental et une activité économico-industrielle d’interet universelle ‘quasi’ non lucrative’ (bien que….!), les acteurs de ce ‘marché’ doivent comprendre cette particularité de leur produit, en accepter des contraintes qui vont avec, et trouver les ‘business models’ et des choix technologiques qu’il faut pour que ça ‘fonctionne’. Et que l’utilisateur universelle au bout de la ligne (ou le tuyau pour l’eau) paie QUE ‘le juste prix’ pour ce ‘sang’, sans lequel il ne peut pas vivre….? Et le modèle ‘business as usual’, ‘je vous garantie x% de ROI’ pour les ‘producteurs’, et un prix ‘plancher’ pour le consommateur, n’est probablement pas une option. Ni pour les producteurs, ni les distributeurs…ni pour les consommateurs..! Vouloir faire que du ‘benef’ garantie, d’un coté et payer son ‘jus’ un prix qui n’est probablement pas toujours ‘juste’, ……quand il faut tous réinventer……production, distribution, ET consommation… Faut pas rever..! trimtab
L’étude étant validée comme “sérieuse” par Luis au “contraire de la précédente”, on peut être assez certain que très peu de parcs dépasseront cette échéance d’une vingtaine d’année. Privés de tarifs d’achat ( c’est ce qui est prévu, mais on imagine le lobbying intense qui va se dérouler pour obtenir des prolongations), le plus simple sera de fermer et de reconstruire du neuf avec un nouveau tarif. Ce sujet a très souvent été abordé, mais certains pensent toujours que l’éolien ( voire le PV) c’est 15 ou 20 d’électricité à tarif mais qu’ensuite c’est la quasi gratuité assurée pour le bénéfice de tout le monde…. Pour celui qui s’installe ses panneaux et autoconsomme, peut-être qu’il y a du vrai, mais pour tous ceux pour lesquels c’est une activité commerciale, certainement pas. Ce sera dans la grande majorité des cas fermeture.
“We find evidence of important, but not disastrous, performance degradation over time in a large sample of UK wind farms. When variations in the weather and improvement in turbine design are accounted for, we find that the load factors of UK wind farms fall by 1.57% (0.41 percentage points) per year. This degradation rate appears consistent for different vintages of turbines and for individual wind farms, ranging from those built in the early 1990s to early 2010s.” Le mirage s’éloigne…Il n’y aura pas de période significative au delà de la période de tarif d’achat durant laquelle les pars eoliens amortis produiront “for free” ou quasiment. Et pour le PV ce sera certainement pareil, sauf PV individuel qui continuera à fournir ce qu’il peut tant qu’il fonctionne.. Vous pouvez toujours nous raconter le contraire avec vos tarifs décroissants au bout de 10 ans dans l’éolien que jamais personne sauf très rare exception n’a pratiqué, ou le pv qui va durer 40 ans… C’est juste une croyance, à caractère “religieux”.
Plus que les croyances des uns et des autres regardons ce qui se passe chez nous à ce jour. En France à ma connaissance le plus ancien parc éolien raccordé au réseau est celui de Port la Nouvelle dans l’Aude (1991) qui fonctionne toujours avec une électricité vendue à Enercoop. Des autres parcs montés dans les années 90 tous sont toujours en service ; Bondues, Baie de Somme, Donzère etc. Tout ça paraît d’ailleurs logique, ces parcs sont amortis et toujours en état, pourquoi les fermer ???
-25% de rendement en 19 ans, pour les eoliennes de l’epoque, qui etaient tres rudimentaires, c’est un excellent resultat: On peut esperer que les eoliennes recentes feront beaucoup mieux. Il sera interessant de voir l’evolution de cette courbe: la production se maintient-elle a -25%, ou bien continue-t-elle a baisser? Enfin connaissant les banques, je suis certain que les parcs eoliens prevoient un pay-back sur une duree qui ne depasse pas celle des contrats de rachat d’electricite, soit 10 ou 15 ans. Les banques ne sont pas complement idiotes, et les gestionnaires de parcs non-plus.
J’imagine que toutes les turbines electriques (thermique, nucleaire, hydraulique) subissent une perte de rendement avec le temps? Dans des proportions comparables? Alstom annonce regulierement des contrats de re-powering de centrales thermiques..
Les éoliennes relèvent du régime des installations classées pour l’environnement (ICPE) et à ce titre il est consitué un dossier préalable d’autorisation dans lequel on trouve un plan d’amortissement sur 15 ans incluant aussi les provisions pour le démantèlement. Ce document est consultable au moment de l’enquête publique par tout un chacun. Ce mode de fonctionnement responsable et transparent s’inspire fortement de ce qui ne se fait pas dans le domaine du nucléaire 😉
¤ Sur la base d’un tarif d’achat éolien de 86 €/MWh pendant 15 ans (coût maximum) en monnaie actuelle, le bénéfice serait de 4 à 5 €/MWh en moyenne (avant impôt), une fois payé l’investissement, le crédit et les coûts annuels (loyer, maintenance, taxes, …). Là-dessus, la maintenance représente environ 4% selon d’anciennes données Ademe, soit moins de 4 euros. La vente par contrat “hors feed-in tariff” ou au prix du marché sera à 50 €/MWh en moyenne. En ajoutant le loyer et les taxes … , le bénéfice devrait bien être de 30 €/MWh après la période de 15 ans du tarif d’achat. Même avec une production amoindrie avec le temps, le bénéfice annuel sera donc bien supérieur à celui réalisé pendant la période avec tarif d’achat (et amortissement des investissements). Le propriétaire d’un parc éolien a donc plus d’intérêt financier à le faire durer longtemps qu’à le remplacer. Surtout qu’avec l’expérience, la durée de vie d’une éolienne d’il y a dix ans est plus importante que celle d’une autre d’il y a vingt ans.
Les promoteurs agissent selon ce qui rapporte le plus. Il n’y a pas d’autre logique. L’ennui c’est que sur les vielles machines, il arrive un moment ou il faut faire des frais importants (remplacement du multiplicateur,…). Mis bout a bout, avec la fin du contrat d’achat qui approche,… s’il est plus avantageux de faire du re-powering, ils le font, sinon, ils réparent. Les nouvelles machines etant de plus en plus fiables, il est probable que la durée de vi s’allonge. Sur les machines récentes à aiment permanent l’entretien est plus faible, et le convertisseur de frequence peut se récupérer. Couplé a des baisses de tarif d’achat, il y a de fortes chances que ces machines soient utilisées plus longtemps.
Le bénéfice de 4 à 5 €/MWh en moyenne pour 86 €/MWh, ça parait franchement faible. J’aimerais bien voir la ventilation. En quoi l’investissement est différent du crédit ? Il me semble que les coûts se répartissent en : remboursement crédit, location terrains, taxes diverses, contrat de maintenance et opération (y compris garantie de service). Ce qui reste est le bénéfice brute, qu’il faut mettre en rapport avec l’investissement initial, pour calculer un pourcentage de rentabilité. Pour certains (peut-être beaucoup) investisseurs, il y a aussi un gain de défiscalisation (avantages ISF). Pour un petit opérateur, de ce que j’ai vu de quelques mésaventures, il faut absolument avoir un contrat de maintenance en béton qui couvre la remise en état pour le maximum d’incidents possibles. Je ne sais pas si les contrats couvrent l’incendie, il est peut-être plus rentable de juste couvrir la valeur de l’éolienne par une assurance perte pour ce cas. Les très gros pourront gagner sur la maintenance, à condition de gérer leur stock de matériel de réparation et/ou négocier un prix de gros, et d’avoir tout leur équipements en propres, les grues coutant une fortune à louer. Le prix de maintenance me semble bas. J’ai vu des données publiées par bnef, qui quand on les rapport au 21,5% de taux de charge moyen en France donnent un peu plus de 10€ par MW. Par contre il est vrai qu’un rapport de 2012 donnait autour de 20€/MWh de coût d’exploitation annuel (maintenance, gestion, assurance, loyer, divers). Ceci dit quand la production se réduit à 75%, le coût est automatiquement augmenté à 27€ environ. Le problème de vendre de la production éolienne sur le marché sans tarif, c’est d’un coté la difficulté de garantir le niveau de production à l’avance, ce qui va forcément se payer sur le tarif d’achat, de l’autre le fait que la production est mécaniquement en même temps que tous les autres parcs éoliens, donc à une valeur de marché dégradée. Etant donné que les prix spot sont accessible sur epexspot, on peut parfaitement faire ce calcul. Le résultat est peu encourageant. En Allemagne représentatif d’un marché avec une forte capacité installé, le MWH éolien s’est vendu 37,5 € en 2012, puis 35 € sur le premier trimestre 2013. Même en France sur 2012, le prix ne que 45€.(cf epi.proteos.info/index.php?post/2013/06/11/Les-subventions–l-olien-et-au-solaire-sont-parties-pour-durer ) Je remets à jour le calcul pour l’éolien 2013 en France dès que j’ai un peu de temps 🙂
Dans le monde, les insvestissements dans les énergies renouvelables, principalement l’éolien et le solaire, représentent plus de 200 milliards de dollars par an ou 150 milliards d’euros. En 2011, l’éolien a fourni 460 TWh et le solaire 61,1 TWh pour une production totale mondiale de 21 964 TWh. Soit moins de 2,4% de la production tatole l’électricité.
Peut-être suis-je un peu St Thomas? En attendant, en Allemagne, on voit que les decommissioning ne sont pas anodins ( 236MW et 382 machines en 2013) et que sur 2012/2013, environ 1/3 des additions de capacité sont des repowering.
En 2012, c’était 196MW et 325 machines arrétées. Ces chiffres sont bien sûr à comparer aux capacité installées annuellement au début des années 90, qui sont précisées sur le graphique (la barre des 500MW n’a été dépassée qu’à partir de 97). Ca ne préjuge rien de la suite, je suis d’accord, mais ce sont jusqu’à présent des chiffres réels qui démontrent qu’à l’age de 15 à 20 ans il y a du déchet.
que jmdesp (et également Hervé) dans leurs explications et notamment l’avant-dernier alinéa de jmdesp. Les coûts notamment de maintenance pour un parc qui vieillit sont une chose ( c’est d’ailleurs pareil avec le nucléaire ou le reste) , le prix d’achat de l’électricité en est une autre. Plus il y a d’éolien, plus les prix de marché baissent quand il y a vraiment du vent. Pas de souci tant que vous êtes dans votre période de tarif d’achat garanti, gros souci quand vous vous retrouvez ” à poil” à vendre sur le marché, et d’ailleurs s’il fallait le prouver les épisodes de prix négatifs sont systématiquement corrélés à des épisodes de forte production de l’éolien. Le sujet est interessant, on verra coment ça évolue. Le pire serait certainement l’apparition de repreneurs opportunistes de parcs en perdition à prix bradés, faisant du business sur 5 ans et disparaissant ensuite via dépot de bilan en laissant les coûts de déconstruction à la collectivité. Vous allez dire que j’ai mauvais esprit….
Non il n’est pas possible de racheter un parc éolien et de le laisser déconstruire par la collectivité au bout de 5 ans. Le nouvel exploitant doit fournir un dossier de garanties financières au titre des ICPE et provisionner l’argent nécessaire au démantèlement. (article R.553-4) Pour les éoliennes allemandes, le repowering n’est pas du à l’usure mais au fait qu’ils ont monté des éoliennes d’une puissance 10 fois inférieure à ce qui se fait aujourd’hui et donc qu’elles sont simplement obsolètes. L’évolution technologique sera moins rapide dans les prochaines années, la courbe d’évolution des puissance des machines devrait atteindre un plateau difficilement dépassable vers les 10 MW.
¤ Comme cela a déjà été précisé, source à l’appui : le coût de déconstruction futur des éoliennes a déjà été payé, d’avance, pour obtenir l’autorisation de construire. C’est différent des provisions d’EDF pour le nucléaire, lesquelles n’existent que sur le papier et ont servi dans le passé pour des investissements hasardeux à l’étranger. Concernant le photovoltaïque, le recyclage est aussi payé d’avance par les fabricants et les importateurs, de façon volontaire depuis quelques années et de façon obligatoire depuis début février 2014 (PVcycle). Et aussi, aucun investisseur ne serait assez bête pour vendre à un prix bradé un parc éolien qui rapporte de l’argent.
Je ne vous comprends pas bien, vous sembler nier ce que dit sicetaissimple mais en même temps vous confirmez +/- ce qu’il dit en les qualifiant d’obsoletes. Si les vielles éoliennes restaient réellement rentables, pourquoi ne construisent t ils pas les nouvelles à coté au lieu de les raser? Je veux bien que les machines plus grandes gagnent quelques points de disponibilité, mais la raison principale est trés certainement comme le signale sicetaissimple que ces machines ne sont plus viables sans tarif d’achat.
Parceque c’est plus simple de repartir sur le même site, l’exploitant du parc ayant la maîtrise du foncier et qu’esthétiquement et techniquement il n’est pas judicieux de faire se cotoyer des éoliennes de dimension et d’aspect différents. Les éoliennes démontées sont recyclées et la revente des composants, principalement l’acier, peut être également très rentable.
Parce qu’installer de nouvelles redevient plus rentable (grace au tarif d’achat qui est resté le même) que de vendre sur le marché ! Les exploitants vendront avec les parcs existants sur le marché le jour ou il n’y aura plus de nouveau tarif d’achat, ou alors pour des parcs pour lesquels il est impossible d’obtenir un nouveau permis de construire. C’est le cas de 750MW en France qui sont en loi littoral et pour lesquels il est impossible de faire du repowering, ils vont donc être exploités jusuq’au bout de l’usure et voir leur élec vendue à enercoop ou direct energie (qui proposent des tarifs de 50 à 70€ du MWh) ou sur le marché (en moyenne autour de 50€, avec des variations fortes suivant la période de l’année). C’est aussi le cas de plusieurs centaines de MW situé sur des sites ou aujourd’hui l’armée, météo france, la DGAC ou la DREAl (ex-DIREN : environnement) ne veut plus voir de nouveaux permis de construire. Au total les estimations sur ces parcs qui ne sont pas repowerables varient entre 1 et 1,5GW.
Démolir un parc pour en construire un autre doit necessiter un permis,… refaire toutes les démarches… donc si le gain se limite réellement au foncier, ça veut dire que les anciennes ne doivent pas rapporter grand chose au prix du marché pour qu’il soit plus rentable de les ferrailler. ça me parait rejoindre ce que dit sicetaissimple.
Effectivement, c’est marrant de voir Reilvilo parler d’obsolescence! Elle peut être technique ou économique, mais je ne dis rien d’autre! L’éclairage de Temb sur certaines situations particulières, notamment la Loi littoral, est interessant.
“Les éoliennes démontées sont recyclées et la revente des composants, principalement l’acier, peut être également très rentable.” Si vous le dites, ça ne peut aller que dans mon sens! Il est certainement un peu tôt pour avoir un avis définitif, faute de retour d’expérience sur des parcs des années 2000. Cependant et jusqu’à présent, ce qui est certain et constatable c’est que les parcs éoliens des années 90 durent rarement ( en volume, il peut y avoir des exceptions) au-delà de leur période de tarif d’achat.J’ai donné des chiffres sur l’Allemagne ci-dessus, mais pour le Danemark c’est 16,9 ans de durée de vie moyenne jusqu’à présent. Je ne demande qu’à être démenti, mais sur des statistiques, pas sur des professions de foi.
Personnellement j’ai mis au recyclage mon Amstrad CPC464 il y a déjà quelques temps bien qu’il ne fut aucunement usé et que j’avais une certaine affection pour cet objet. Il était juste devenu un peu OBSOLETE avec ses 64Ko de RAM et 32ko de ROM. Je n’ose pas calculer combien de fois ces quantités de mémoires sont multipliées sur ma machine (très basique) actuelle. Mais on peut faire ce calcul sur les aérogénérateurs qui en 25 ans ont connu une évolution de leur puissance de 50 kW à 5 000 kW ce qui donne un facteur 100 quand même, et comme les danois ou les suisse on démarré à cette époque et même s’ils sont très attachés à leurs patrimoine on peut comprendre qu’ils souhaitent à ce stade recycler leurs “éoliennes Amstrad” même en parfait état de marche.
qui a choisi le titre de l’article? si on suit les conclusions, cela devrait être : les parcs éoliens constituent un bon investissement à long terme.
Merci à Luis pour le lien vers l’article original. C’est une étude qui a fait un gros et minutieux travail sur les données. Ils ont soigneusement vérifié tout le travail de Hugues (l’auteur de la précédente étude désastreuse pour le lobby éolien) et trouvé tout un tas de petites erreurs en faisant des recoupements. Ensuite ils n’ont pas utilisé les données de la Nasa mais utilisée celles du Met office anglais. Comme elles étaient incomplètes ils ont en fait fait tourner un modèle global du climat (GCM, du GISS aka la Nasa) qu’ils ont contraint avec les données partielles qu’ils avaient. Bref une débauche de moyens pour réfuter Hugues quand on sait que les GCM ne tournent pas sur un PC de bureau. Ils disent que c’est de meilleures données qui changent le résultat. Je n’ai pas trouvé cela convainquant en lisant leur papier. Aussi je me suis plongé dans le SI. J’en suis ressortit encore moins convaincu. Hugues utilise une moyenne nationale des vents. La corrélation qu’il trouve avec la production d’énergie est très bonne et a priori suffisante ; et si avec des données de vent locale (même produites par un modèle) on obtient une meilleure corrélation cela ne peut changer les résultats qu’à la marge. En lisant cette étude, je me suis dit, tout ça pour si peu. Alors d’où vient la différence ? Hugues à lui corrigé ses données avec un modèle de progrès technologique ce que n’ont pas fait nos auteurs ici et ce qu’ils ont “oubliè” de mentionner dans leur article. On a fait de gros progrès dans la maintenance (et autres) des éoliennes. Cela biaise les résultats à la baisse des premières années des éoliennes. Les progrès venant compenser le vieillissement du matériel. Hugues en tient compte (correctement ou pas, j’en sais rien) et pour lui on a clairement atteint un pallier en 2008 et la technologie est mature. L’étude de l’ l’Imperial College Business School est bien mais donne en quelque sorte une valeur plancher qui ne tient pas compte d’un biais important qui est que l’on ne va pas faire éternellement des gains important de productivité en maintenance. Ceci dit les voies du progrès technique sont impénétrables.
J’imagine que vous ne viviez pas des performances de votre Amstrad (ce n’était pas une source de revenu), ça fait déjà une grosse différence. On ne parle pas de machines de 50kW qu’on met à la retraite, regardez les chiffres que j’ai fourni concernant l’Allemegne en 2012 et 2013, on est plutôt dans la gamme 500kW en moyenne.
¤ Une vue concrète du “repowering”. Si l’image n’apparaît pas, c’est ici …
Tappez juste “cargo à voile” sur votre moteur de recherche favori et cherchez parmi les 1 millions et quelques d’occurences. Par exemple : Concernant la productibilité, avez-vous une petite idée de la productibilité de votre voiture, de votre perceuse ou pour se répprocher du sujet le taux de charge moyen d’une centrale thermique en France ? réponse quelquepart dans cette page. En sachant qu’avec cette technique on gaspille 65% de ressources, charbon, fioul, gaz, uranium achetée à 100% hors de nos frontières et qui nous coûtent juste quelques dizaines de milliards par an…. Vive le vent !
Le productible tel que plouc73 le définit (et c’est bien comme ça qu’il faut le faire), c’est la production annuelle divisée par la puissance “crête” de l’engin (une éolienne, une ferme PV)*8760, nombre d’heures dans l’année.Ca s’applique bien aux moyens ENR qui débitent sans contrainte sur le réseau. Ce dont vous semblez vouloir nous parler ( “on gaspille 65% de ressources”), c’est du rendement d’une centrale thermique ou nucléaire. Mais le productible de celle-ci, c’est 80% ou plus (toute l’année sauf périodes de maintenance et pannes). Quant au “rendement ” de l’éolien ou du PV, il n’a aucune importance en tant que tel car la ressource est gratuite. C’est l’effet du rendement sur le productible, le “coût” de ce rendement et au bout du compte le coût du MWh généré qui a seul de l’importance. Quant aux “quelques dizaines” de milliards par an dépensés en uranium, charbon, fioul, gaz achetéshors de nos frontières ( pour produire de l’électricité si j’ai bien suivi votre raisonnement), allez y, donnez nous le détail!
Je suis d’accord avec votre commentaire mais cette partie est ambigue: “Dès lors tout investissement qui fonctionne à environ 20% de sa capacité a peu de chances d’être économiquement viable, sauf subventions quelque soit le nom juridique ou administratif qu’on leur donne.” Ce qui compte, c’est combient ca a couté en investissement, ce que ça coute en entretient et ce que ça rapporte en vente. Immaginons une éolienne qui produit 10% du temps mais qui n’a pas de frais d’entretient car remarquablement conçue: elle est rapporte même si sa production est faible. La casser emmène de toute façon une perte. Le taux de charge pour la viabilité d’une installation l’installation, n’a pas vraiement d’importance. Par contre sans obligation d’achat, et c’est certainement ce qui coince, si les cours chutent lors des periodes de grande production (ce qui a de fortes chances d’arriver si déployé à grande echelle), la rentabilité n’y est plus. Et le procédé n’est alors plus viable, +/- a cause de sa forme de production aléatoire. D’ou peut être l’obcolecence économique à l’issue de la periode d’obligation d’achat…
Je viens de voir votre message sur un fil qui n’a rien à voir, replaçons le donc sur le bon! Vous dites: Au sujet de discussions passées et au cas ou cela vous aurait échappé : Le plus vieux parc éolien français, en fin de contrat d’achat avec EDF depuis fin 2013 vend sa production à Enercoop pour 47€ le MWh.C’était un contrat de 20ans à l’époque (1993). La première vraie vague de parcs de 2001 va arriver à terme de contrat EDF en 2016, à suivre ! Alors: – c’est le Parc de Port la Nouvelle, et comme vous le signaliez ci-dessus, un nouveau projet (repowering) serait impossible du fait de la loi littoral. Dans ces conditions, il est effectivement normal de tirer au maximum. – 47€/MWh ce n’est pas gratuit, c’est plus cher que du “nucléaire historique” ( 42€/MWh). Le contrat est de 19 mois ( prolongeable) si j’ai bien lu. Pourquoi donc, vous avez une explication?