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20/03/2017

L’éolien en mer français peut-il suivre la dynamique européenne lancée ?

L’éolien est souvent décrié par ses détracteurs pour son prix trop élevé face aux énergies conventionnelles. Alors que le terrestre semble avoir atteint une certaine maturité technologique, l’éolien en mer a encore une marge de progression conséquente, comme ses coûts de production en témoignent. La détermination du coût d’une telle source de production d’énergie renouvelable est un enjeu complexe et peut constituer un levier pour le développement de la filière. Après DONG Energy en juillet 2016, Vattenfall a établi en novembre dernier un nouveau prix record de rachat de l’électricité générée par ses éoliennes au large des côtes danoises. A la surprise générale, l’offshore semble déjà capable de proposer des prix inférieurs au nouveau nucléaire. La filière peut-elle s’inscrire dans cette dynamique en France ?

Quels sont les coûts actuels de la filière offshore ?

Le prix d’une énergie est défini par l’amortissement des investissements, les dépenses opérationnelles et la production d’électricité correspondante. Malgré un facteur de charge plus élevé en mer, l’éolien est aujourd’hui plus compétitif sur terre avec des prix avoisinant les 70-90€/MWh. Les couts technologiques des infrastructures et du raccordement prennent le dessus pour l’éolien en mer, comme le décline la répartition des investissements dans la construction de ces projets :

Pourtant, ces derniers mois, les prix de nouveaux projets offshores ont drastiquement chutés. DONG Energy a remporté un appel d’offre au large des Pays-Bas proposant un tarif d’achat de son électricité à 72,5 €/MWh pendant 15 ans. Encore plus récemment, Vattenfall, son concurrent suédois, a proposé un prix de vente de l’électricité issue de ses éoliennes en mer à 60 €/MWh pour le parc éolien Danish Near Shore et 49.9 €/MWh pour la partie danoise de Kriegers Flak, la future plus grande ferme de la mer baltique. Le coût de raccordement, pouvant aller jusqu’à 30€/MWh, est à rajouter à ces tarifs de rachat. La réduction de ce poste de coût est en effet bien supérieur pour les projets éoliens en mer, compte tenu de la technologie nécessaire pour la transmission de puissances élevées sur de grandes distances. L’électricité provenant de ces champs devraient donc avoisiner les 80-100 €/MWh, soit entre 20 et 40% de moins que le tarif d’achat prévu par le dernier arrêté du 17 Novembre 2008 en France (130€/MWh pour les dix premières années de production)[i].  

Ces nouveaux prix record de vente sont la combinaison d’une réduction des coûts de production et de subventions élevées dans les pays concernés par ces appels d’offres. Dans le cas du projet attribué à DONG Energy, les raisons avancées pour ce premier record sont nombreuses : la diminution du prix de l’acier, le faible coût du capital aux Pays-Bas, la diminution du prix du pétrole pour le transport en mer et une capacité de productible 22.5% plus importante que prédite. Du côté de Vattenfall, la faible distance aux côtes pour l’un des champs (10 km seulement) réduit considérablement les coûts de fondation, transport et raccordement.

 

Eolien et nucléaire, des parcours croisés ?

Le nucléaire possède actuellement une position prépondérante dans le mix électrique français. Seule l’énergie hydraulique est aujourd’hui capable de proposer un coût de production moindre et son potentiel est d’ailleurs utilisé à son maximum. Le rapport de l’ADEME « Un mix électrique 100% renouvelable ? »[ii] prévoit moins de disparités et une réduction importante des coûts pour toutes les énergies renouvelables à l’horizon 2050. Les coûts de l’éolien terrestre devraient connaître une baisse de l’ordre de 20%, alors que ceux de l’offshore diminueraient de 45%. Ces coûts futurs, représentés ci-dessous, seraient inférieurs à ceux du gaz, mais aussi du nucléaire, dans une moindre mesure.

Alors que les coûts des énergies renouvelables connaissent une dynamique de décroissance continue, le nucléaire rencontre actuellement une tendance inverse. En trois ans (entre 2010 et 2013), le coût de cette source décarbonée a crû de 20% comme l’indique un récent rapport de la Cour des comptes[iii]. La raison principale de cette évolution est l’augmentation des charges d’exploitation issues de nouvelles réglementations. S’en suit la nécessité d’investissements supplémentaires pour satisfaire à de nouvelles normes de sécurité, mais aussi pour prendre en compte le coût du démantèlement et de la gestion des déchets nucléaires. Cette augmentation ne devrait vraisemblablement pas s’estomper dans un futur proche pour les mêmes raisons. L’ADEME estime le coût du nucléaire à 80€ le MWh à horizon 2050[iv], le plaçant donc derrière l’éolien terrestre et à égalité avec l’éolien en mer. Ce palier peut d’ores et déjà paraître optimiste au regard des projets plus onéreux mais plus sécurisés de réacteurs EPR en construction. A Flamanville, le prix futur de vente de l’électricité produite par une telle centrale est estimé à 100€/MWh et constamment revu à la hausse. De même, en Grande-Bretagne (à Hinkley Point), EDF Energy a signé un contrat garantissant le prix de vente de sa production à 92.5 £/MWh en euros 2012 pour 35 ans et indexé sur l’inflation, tarif très élevé pour la technologie. Compte tenu de l’inflation actuelle, ce coût avoisinerait les 107 €/MWh.

 

Des obstacles à cette trajectoire de baisse des coûts de l’éolien en mer

Avec un potentiel estimé à 80 GW pour l’éolien en mer posé, la France a le deuxième gisement en Europe derrière la Grande Bretagne et devant l’Allemagne[v]. Les premières fermes éoliennes en mer françaises devraient être opérationnelles à partir de 2018. Elles seront le fruit du premier appel d’offre lancé en juillet 2011 et proviendront de quatre sites différents. Les tarifs de rachat proposés par le gouvernement pour ces fermes varient suivant les zones : entre 11.5 et 15.5 c€/kWh pour les parcs de Fécamp, Courseulles-sur-Mer et entre 14 et 20 c€/kWh pour ceux de Saint-Brieuc, Saint Nazaire[vi]. Bien que reconsidérées pour l’éolien terrestre le 13 décembre 2016, les conditions du complément de rémunération prévues pour l’offshore n’ont pas évoluées depuis 2008. Le prix de vente de l’électricité des parcs éoliens, et par là même occasion le développement de la filière en France, reste donc conditionné au soutien de l’Etat à court terme.

Afin de promouvoir la filière offshore, il semble aussi nécessaire que l’Etat propose de nouveaux appels d’offre, seul cadre d’instruction pour les projets éolien en mer. Au printemps dernier, un troisième appel d’offre au large de Dunkerque a été lancé et fait l’objet de nombreuses promesses étant donné les premières analyses de vents très favorables. Dans la foulée, un quatrième appel d’offre à l’île d’Oléron a été officialisé par le ministère de l’environnement, sujet pour lequel le préfet maritime de l’Atlantique a été mandaté. Le développement d’un plus grand nombre de champs facilitera la structuration de la filière industrielle et un développement plus poussé de la branche R&D, à l’image de la mise en place de quatre usines de fabrication de turbines pour les premiers parcs de La Manche et du projet R&D INWIT pour la modélisation des performances des éoliennes en mer[vii].

 

Avec un objectif de 40% d’énergies renouvelables électriques à l’horizon 2030, l’éolien en mer a une carte à jouer dans le paysage énergétique français. Malgré une dynamique positive en Europe autour de la mer du Nord, la lenteur de l’instruction des projets en mer est souvent pointée du doigt en France, rendant les technologies présentées moins compétitives. La simplification des procédures fait partie de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, dont pourra bénéficier le dernier projet au large d’Oléron[viii], dans la continuité du projet de mise en place d’autorisation unique pour l’éolien[ix]. Le processus doit donc encore gagner en maturité mais peut aussi s’enrichir des retours d’expérience de ses voisins. Le parc de Saint Nazaire a par exemple pu s’inspirer du suivi et de la mise à disposition de données (études d’impact, rapports, synthèse) de parcs au Danemark, en Grande-Bretagne, en Suède et aux Pays-Bas sur différentes périodes durant la phase d’instruction de son projet[x].

 

Sia Partners

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