MIME-Version: 1.0 Content-Type: multipart/related; boundary="----=_NextPart_01C5FCC5.1F898430" Ce document est une page Web à fichier unique, ou fichier archive Web. Si ce message est affiché, votre navigateur ou votre éditeur ne prend pas en charge les fichiers archives Web. Téléchargez un navigateur qui prend en charge les archives Web, par exemple Microsoft Internet Explorer. ------=_NextPart_01C5FCC5.1F898430 Content-Location: file:///C:/6D1848B3/Energie_eolienne_GR21-23.11.05.mod3.htm Content-Transfer-Encoding: quoted-printable Content-Type: text/html; charset="us-ascii"
&n=
bsp;  =
; &n=
bsp;  =
; &n=
bsp;  =
; &n=
bsp;  =
; &n=
bsp;  =
; &n=
bsp;  =
; &n=
bsp; 23/11/05
=
L’ÉNERGIE
ÉOLIENNE
par
Le
« Groupe de Réflexion sur l’énergie et
l’environnement au XXIème
siècle « G=
R21 =
i>» <=
![if !supportFootnotes]><=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA;mso-bidi-font-weight:bold'>[1]=
span>
=
=
=
Sommaire
=
=
1. DÉVEL=
OPPEMENT
DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉNÉRALITÉS=
2. QUELQUES DONNÉES
TECHNIQUES
6. L’&Eac=
ute;OLIEN
EN FRANCE
=
1.
DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉN&=
Eacute;RALITÉS
L’éolien redécouvert
L’én=
ergie
éolienne est utilisée par l’homme depuis des
millénaires : navigation, moulins, pompage. Elle a joué =
un
rôle économique relativement important au cours des siè=
cles
avant d’être supplantée par les énergies fossiles
à partir du début du 19ème siècle.
Si quelques prototypes
d’éoliennes génératrices
d’électricité ont vu le jour dès le milieu du 20=
ème
siècle, notamment en France, en Grande-Bretagne et au Danemark, ce n=
’est
que dans les années 80 que l’éolien industriel commence
vraiment à se développer et dans les années 90 qu̵=
7;il
connaît un véritable essor dans un certain nombre de pays.
Le dévelop=
pement
de l’éolien s’inscrit dans le cadre de la promotion des
énergies renouvelables=
, face
aux dangers que représente à l’échelle
planétaire le recours massif aux énergies fossiles. D’a=
utre
part l’énergie éolienne bénéficie d’=
;une
façon générale d’une bonne image auprès du
public malgré les oppositions locales qui naissent fréquemment
autour des projets pour des motifs environnementaux. En fait,
l’éolien industriel qui aujourd’hui ne s’impose
toujours pas économiquement, voit son développement lié
aux politiques plus ou moins incitatrices propres à chaque pays, ce =
qui
conduit à des situations très contrastées d’un p=
ays
à un autre.
La situation actuelle
A l’é=
;chelle
mondiale la puissance éolienne installée, insignifiante au
début des années 90, atteint aujourd’hui environ
40 000 MW=
[2]=
et s’accroît de 6 à 7 000 MW par an pour une part encore
très modeste − de l’ordre de 0,4% − de la producti=
on
d’électricité mondiale. La plus grande partie de la
puissance installée (75%) se trouve en Europe, trois pays venant
largement en tête : l’Allemagne, l’Espagne et le
Danemark avec respectivement environ 15 000, 5 000 et 4 000 =
MW.
Ces parcs produisent de l’ordre de 4% de la consommation
d’électricité en Allemagne ainsi qu’en Espagne et=
18%
au Danemark=
[3]=
.
La Grande Bretagne qui possède le premier potentiel éolien
d’Europe et les Pays-Bas sont également actifs dans la
filière. Hors Europe seuls les Etats-Unis ont un parc significatif de
6 000 MW principalement
localisé en Californie.
La France, avec s=
eulement
405 MW<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[4] de
puissance installée fin 2004, figure parmi les pays européens=
les
moins équipés, bien que possédant le deuxième
potentiel éolien d’Europe. Il est vrai que la très faib=
le
quantité d’énergie fossile consommée pour sa
production d’électricité n’impose pas, au niveau
national, le recours à l’éolien comme chez certains de =
ses
voisins.
Cependant pour
répondre à l'objectif indicatif auquel la France a souscrit en
2001 auprès de l’Union Européenne dans le cadre d’=
;une
directive (21% d’énergie renouvelable dans sa production
d’électricité à l’horizon 2010) un tarif
très avantageux d’achat de la production éolienne a
été mis en place cette année-là<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[5].
C’est ainsi qu’après un très lent démarrage
qui a vu les premières installations industrielles
n’apparaître sur notre sol qu’en 1997, la filière
n’a pris véritablement son essor qu’en 2001.
Jusque là
principalement concentrés en Languedoc-Roussillon, région
particulièrement bien ventée (45% du parc français) les
projets d’installations industrielles se développent
aujourd’hui dans de nombreuses régions, en particulier : =
Pays
de Loire (22%), Nord - Pas de Calais (13%) et Bretagne. La croissance du pa=
rc
s’est fortement accélérée ces dernières
années : + 90 MW en 2003 et + 156 MW en 2004. Les régions
insulaires (Corse et DOM-TOM représentent 15% de la puissance
installée. Avec un temps d’utilisation moyen en France de 2500
heures<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[6], la
production annuelle est aujourd’hui d’environ 1TWh soit 0,2% de=
la
consommation nationale d’électricité.
Ces chiffres mont=
rent que,
malgré un certain dynamisme de la filière dans plusieurs pays
industrialisés où les projets se sont multipliés, (plu=
s de
15 000 éoliennes sur le sol allemand), sa place reste trè=
;s
modeste en terme de production. Son
développement devrait néanmoins se poursuivre, voire
s’accélérer et sans doute s’étendre en deh=
ors
du cercle des pays industrialisés<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[7], en
continuant à bénéficier lorsque nécessaire
d’impulsions au niveau politique, mais aussi grâce à une
meilleure rentabilité des projets liée aux progrès tec=
hniques
et industriels de la filière.
Sur le plan techn=
ique, la
puissance unitaire des machines proposées par les constructeurs,
restée longtemps inférieure au MW, est aujourd’hui
couramment de 2,5 MW et des
prototypes de 5 MW sont en cours de réalisation. Ces niveaux de
puissance devraient permettre d’améliorer la
compétitivité des projets et d’accroître leur tai=
lle
afin d’assurer, en réduisant le nombre de sites, une meilleure
maîtrise des impacts environnementaux. Des dispositions allant dans ce
sens sont inscrites dans la loi de programme fixant les orientations de la
politique énergétique afin d’éviter le
« mitage » excessif observé dans certaines
régions du Danemark ou d’Allemagne.
L’augmentat=
ion de
la puissance des machines devrait également faciliter le
développement des projets offshore, qui nécessitent
d’importants travaux de fondation et de raccordement. Malgré le
peu d’expérience et de références sur ce type
d’installations, beaucoup d’espoirs sont aujourd’hui
fondés sur l’éolien offshore. Ainsi l’Allemagne, =
qui
voit la croissance de son parc à terre ralentir depuis deux ans, mise
sur la réalisation de grands parcs au large de ses côtes afin =
de
produire en éolien 15% de ses besoins en électricité &=
agrave;
l’horizon 2030.
Quelles sont les
prospectives françaises ? L’arrêté du 7 mars
2003 fixe pour 2007 des objectifs compris entre 2000 et 6000 MW, pour respe=
cter
une croissance annuelle du parc sur les trois ans à venir comprise e=
ntre 500 et 1500 MW, (elle a
été de 156 MW en 2004). L’ADEME donne également =
une
large fourchette pour l’horizon 2010, de 7000 à 14000 MW
installés, et une progression au delà de 2010 proche de 2000
MW/an dont 40% offshore.
Qu’en sera-=
t-il
vraiment ? Examinons plus en détail les atouts et les
défauts de cette filière sous ses différents aspects p=
our
essayer de mieux évaluer la place qu’elle est susceptible de t=
enir
dans l’approvisionnement en énergie, notamment dans notre pays=
, au
cours des décennies à venir.
=
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp;
2.
QUELQUES DONNÉES TECHNIQUES
Énergie récupérable
L'énergie récupérable ̵=
1;
celle qu’il est possibl=
e de
prélever de l'énergie cinétique du vent – est
proportionnelle à la surface balayée par le rotor et au cube =
de
la vitesse du vent.
La puissance maxi=
mum
récupérable est donnée par la loi de Betz :
P =3D 0,37. S. V 3
où
S est la surface balayée et V est la vitesse du vent.
En pratique, une éolienne démarre =
avec
des vitesses de vent autour de 10 à 15 km/h, atteint sa puissance
nominale pour des vents de 50 km/h et doit être arrêtée =
pour
des raisons de sécurité quand le vent atteint 90 km/h. Le profil=
type
de la puissance fournie en fonction de la vitesse du vent est ainsi le suiv=
ant
:
Les éléments constitutifs d'une
éolienne.
Une grande éolienne moderne est
constituée de plusieurs éléments :
Dans les éoliennes modernes de production
d'électricité, le rotor tourne lentement (30 à 40 tours
par minute), alors que les générateurs classiques de sé=
;rie
tournent à 1500 tours/min environ. L’utilisation de ces
alternateurs classiques, intéressants au plan économique car
produits en grande série, nécessite l’interposition
d’un multiplicateur de vitesse, pièce lourde et coûteuse.
Pour les grandes éolie=
nnes
la tendance est au développement de génératrices
spéciales à basse vitesse dites « à attaque
directe », entraînées directement par le rotor. Deux
fabricants (Jeumont et Enercon) ont
développé ce type de matériel.
Les dispositifs de pilotage et de freinage sont =
des
éléments essentiels de la survie des éoliennes : =
la
plupart des accidents sont venus d’un défaut de freinage des
machines qui doivent être impérativement arrêtées
dès que la vitesse du vent atteint 90 km/h. Divers systèmes de
freinage existent, on en installe généralement au moins deux =
pour
assurer une meilleure sécurité.
Éoliennes terrestres ou offshore ?=
Le développement de l'éolien
s'accompagne d'une course à la puissance : le standard est pass&eacu=
te;
de 750 kW par machine au milieu des années 90 à 2,5 MW
actuellement.
Les limitations de l'éolien terrestre son=
t bien
connues (impact sur le paysage, limitation du nombre de sites, perception de
nuisances par la population). Les
ressources en mer sont plus importantes, le vent y est plus fort et
surtout plus régulier. L'offshore (implantation en mer) apparaî=
;t
donc intéressant, mais de nombreux défis restent à rel=
ever
:
Le plus grand parc offshore en service actuellem=
ent
est celui de Middelgrunden au Danemark (20 éoliennes de 2 MW). Le
programme allemand table sur plus de 15 000 MW offshore en 2020 (voir
chapitre 5). La France vient, en septembre 2005, de retenir sur appel
d’offres un projet de 21 machines de 5 MW à Veulette
sur mer, au large des côtes de la Seine Maritime.
L'insertion des éoliennes dans les
réseaux électriques
Comme on l'a vu, une des caractéristiques=
de
l'éolien est d'être intermittent. Il conviendra donc de dispos=
er
d'un réseau comprenant une puissance installée de rése=
rve,
prête à démarrer dès que les éoliennes
s’arrêtent. On dispose actuellement de quelques él&eacut=
e;ments
pour chiffrer cette puissance de réserve nécessaire : El=
le
est estimée à 90% de la puissance éolienne en Allemagn=
e,
mais ce chiffre élevé est dû au nombre d’heures de
fonctionnement particulièrement faible dans ce pays (1500 h/an en
moyenne). En France, où l’on table sur une production moyenne =
de
2500 h/an<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[8], on
peut espérer que la puissance thermique en réserve
n’excédera pas les 2/3 de la puissance éolienne
installée, compte tenu du foisonnement des aléas sur un grand
réseau. L’obligation d’une reprise très rapide en=
cas
d’arrêt brutal des éoliennes impose des centrales thermi=
ques
à flamme maintenues à basse puissance ou de l’hydrauliq=
ue
de barrage : les batteries, malgré d’importants
progrès, sont très loin d’offrir la puissance
nécessaire.
Retour Haut de page<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-style:italic'>
L’installation d’un parc éoli=
en
important dans une même région peut poser un grave probl&egrav=
e;me
de réseau en cas d’arrêt forcé de l’ensemble
des machines. La question se pose de façon cruciale pour les quelque=
15
000 MW que les Allemands projettent d’installer en Mer du Nord :=
en
cas de tempête avec des vents nécessitant l’arrêt =
des
15 000 MW, comment assurer l’alimentation du réseau ?
En outre, des problèmes
d’intégration demeurent :
Le stockage
Une des caractéristiques essentielles de
l’énergie du vent étant son intermittence, on pense
immédiatement à un dispositif de stockage de
l’énergie excédentaire produite pour permettre son
utilisation pendant les périodes d’absence de vent.
Les accumulateurs peuvent être utilis&eacu=
te;s
pour des installations isolées et de petite taille (quelques kW). Se=
ules
les batteries au plomb, bien qu’encombrantes, sont bien adapté=
es
aux fluctuations propres aux éoliennes.
Pour des puissances plus importantes, des retenu=
es
hydrauliques peuvent être envisagées quand la topologie s̵=
7;y
prête. Dans ce cas on installe une turbine entre deux réservoi=
rs
haut et bas.
L’énergie éolienne en exc&eg=
rave;s
sert alors à remplir le réservoir supérieur dont
l’eau sera turbinée pour fournir du courant en pointe. Cette
méthode ne peut être envisagée que dans des sites
très particuliers et est limitée en puissance par la
capacité des réservoirs et la hauteur entre les deux
réservoirs.
Reste le stockage que l’on pourrait appeler
virtuel qui consiste à mettre au crédit de l’éne=
rgie
éolienne l’hydraulique des barrages à laquelle on nR=
17;a
pas fait appel pendant des périodes de production éolienne.
Cette conception ne s’applique que tr&egra=
ve;s
partiellement au cas français où les barrages sont en
réserve pour assurer principalement les pointes de consommation.
À terme, un programme massif de
l’éolien nécessiterait donc le développement de
nouvelles technologies de stockage ; mais celles-ci n’existent p=
as
aujourd’hui. En particulier, la production d’hydrogène
n’apparaît pas être à considérer à
l’échelle de temps des programmes éoliens envisag&eacut=
e;s
actuellement. La production d’hydrogène nécessite par
ailleurs des investissements lourds, techniquement et économiquement=
mal
adaptés à un fonctionnement intermittent et aléatoire.=
La sécurité
Quatre incidents ayant entraîné des
dégâts importants ont été constatés &agra=
ve;
ce jour en France
·=
;
En 2000, le mât d'une machine de Port la
Nouvelle (Aude) s’est plié lors d'une tempête.
À la suite de ces incidents et à la
demande du Ministère de l'Industrie, le Conseil Général
des Mines a engagé une
étude sur la sûreté de ces installations<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[9]&nbs=
p;:
L’analyse des incidents constatés en
France et à l'étranger (l’Allemagne et le Danemark
représentent un bon échantillon statistique) permet de
dégager les risques suivants :
·=
;
L’effondrement de la machine : La zon=
e de
risque correspond à la surface limitée par un cercle de rayon
correspondant à la hauteur totale, pales comprises (soit 150m enviro=
n).
·=
;
La projection d'objets : la zone de risque, si l=
'on en
juge par l’expérience allemande peut atteindre plusieurs centa=
ines
de mètres
En conclusion la
probabilité d'un accident de personnes du public apparaît
très faible dès lors que les précautions
élémentaires d'éloignement des constructions sensibles
sont prises ; la procédure du permis de construire apparaî=
;t
suffisante pour maîtriser ce paramètre. En revanche, la
probabilité d'occurrence d’accidents du travail lors du montag=
e,
de l'exploitation et de la maintenance ne saurait être néglig&=
eacute;e.
Coûts
Le coût du kilowattheure éolien
dépend d’un grand nombre de paramètres ; outre les
paramètres classiques comme le taux d'actualisation, certains sont s=
oit
mal connus du fait du manque d'expérience (durée de vie,
maintenance, production annuelle selon le site) soit évolutifs (investissements, taille des machi=
nes).
Ainsi la prévision d’un coût ne peut être que
très provisoire et à mettre à jour en permanence. Nous
nous basons ici sur l'étude publiée en octobre 2004 par le
Ministère de l'Industrie<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[10]. C=
ette
étude élabore des coûts prévisionnels pour des
fermes éoliennes terrestres mises en service industriel (MSI) en 200=
7 et
en 2015 et de caractéristiques suivantes :
|
MSI en 2007 |
MSI en 2015 |
Puissance unitaire (MW) |
2 |
3,2 |
Nombre d’aérogénéra=
teurs
de la ferme |
6 |
20 |
Durée de vie (années) |
15 |
20 |
Hauteur au moyeu (m) |
78 |
100 |
Diamètre des pales (m) |
80 |
100 |
Les productions annuelles varient avec les sites=
et
les conditions climatiques. Avec la technologie disponible en 2007, on esti=
me
la production annuelle équivalente à 3000 heures à ple=
ine
puissance pour les très bons sites et à 2000 heures pour les
sites moyens=
[11].
Un gain de 10% est attendu av=
ec la
technologie disponible en 2015 du fait d'un meilleur rendement pour un vent
donné, et de l'augmentation de la vitesse du vent liée &agrav=
e;
l’augmentation de hauteur.
Le coût d'investissement se décompo=
se en
moyenne comme suit :
En se plaçant dans une hypothèse de
développement soutenu de la filière, les coûts
d’investissement, exprimés en Euros de 2001, passeraient de 10=
20
€/kW en 2004 à 922 €/kW en 2007 et 785 €/kW en 201=
5.
À noter que, dans le cadre d’une te=
lle
étude de coûts de production, les investissements
d’adaptation du réseau ne sont pas pris en compte ; les
coûts de démantèlement ont été par ailleu=
rs
supposés couverts par la revente des composants en fin de vie.
L’enlèvement du socle n’est pas considéré.=
Les coûts annuels d'exploitation sont
estimés à 2,5 % du coût d'investissement en 2007 et
à 2 % en 2015.
Les taxes annuelles (fiscalité locale) se
situent entre 0,7% et 1,1% du montant de l’investissement.
Les hypothèses retenues conduisent, pour =
un
taux d’actualisation de 8%, aux coûts de production suivants, en
Euros par MWh <=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[12]:
Durée de fonctionnement annuelle → |
2000h |
2500h |
3000h |
MSI en 2007 |
63,4 €/ |
51,5 €/ |
43,6 €/ |
MSI en 2015 |
52,6 €/ |
42,8 €/ |
36,4 €/ |
NB. En France la durée de fonctionnement
annuelle moyenne constatée sur la période 2003-2005 est de
l'ordre de 2000h
Ces coûts ne tiennent pas compte des
externalités liées à l’intermittence de
l’éolien, qui peuvent être importants en fonction des si=
tes
et des réseaux concernés.
.
À titre de comparaison les coûts de
référence établis dans les mêmes conditions
d’actualisation sont, pour différents types d'énergie<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[13]&nb=
sp;:
|
Charbon pulvérisé |
Charbon LFC |
Gaz cycle combiné |
Nucléaire EPR |
MSI en 2007 |
35,1 €/MWh |
36,5 €/MWh |
35,7 €/MWh |
|
MSI en 2015 |
33,7 €/MWh |
32,0 €/MWh |
35,0 €/MWh |
28,4 €/MWh |
Retombées financières locales
La construction des centrales éoliennes
nécessite des moyens de montage très performants compte tenu =
de
la grande hauteur notamment en matière d’engins de levage. Les
équipements sont par ailleurs fabriqués par un petit nombre
d’industriels européens, sans possibilité de localisati=
on
importante. On ne peut donc pas attendre en France de retombées
économiques significatives à la construction.
Pendant la phase exploitation, deux sujets susci=
tent
l’intérêt :
Prix de rachat de
l’électricité produite ; Rentabilité
L’arrêté du 8 juin 2001 fixe =
le
prix d’achat par EDF de l’électricité produite su=
ivant
le tableau ci-après :
Qualité =
des
sites Durée an=
nuelle
de fonctionnement de référence |
Années 1
à 5 (€/MWh) |
Années 6
à 15 (€/MWh) |
Années 1=
6 et
au-delà Deuxième=
contrat (€/MWh) |
1900 h et moins=
|
83,8 |
83,8[14]<=
font
color=3D"#ff6600"> |
44,2 |
Entre 1900 et 2=
400 h |
83,8 |
Interpolation
linéaire |
44,2 |
2400h |
83,8 |
59,5 |
44,2 |
Entre 2400 et 3=
300 h |
83,8 |
Interpolation
linéaire |
44,2 |
3300 h et plus<= o:p> |
83,8 |
30,5 |
44,2 |
Ce tarif bénéficie d’une
indexation annuelle. Il est applicable en France métropolitaine. Le
tarif pour la Corse et les DOM-TOM est supérieur de 12 €/MWh en moyenne.
Si l’on se réfère aux co&uci=
rc;ts
prévisionnels, ces prix d’achat sont très incitatifs. L=
es
investissements bénéficient de plus des conditions
d'amortissement dégressif extrêmement favorables accordé=
;es
aux équipements de production d'énergie renouvelable (Article=
s 39
AA et AB du Code Général des Impôts<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[15]. O=
n a
ainsi constaté un foisonnement de projets déposés
après la publication de l’arrêté.
La Commission de Régulation de
l’Électricité (CRE) a estimé que ce tarif
entraîne une rentabilité après impôt des fonds
propres de 13% pour une durée de fonctionnement de 2000 heures par a=
n et
26 % pour 3000h par an<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[16].
Ce tarif engendre un surcoût égal a=
u prix
d’achat de l’éolien minoré seulement de
l’économie correspondante de combustible fossile ou
nucléaire. Les graphiques ci-dessous présentent les
surcoûts annuels pour des puissances installées en 2010 de 500=
0 MW
(prévision du gouvernement) et de 12000 MW (prévisions de certains act=
eurs
de la filière éolienne)
Le surcoût cumulé sur les vingt pro=
chaines
années serait, selon la CRE, compris entre 7 et 11 milliards
d’euros dans l’hypothèse de 5000 MW installés en =
2010
et compris entre 17 et 26 milliards pour 12 000 MW installés. Ces surcoû=
ts ne
prennent pas en compte ceux liés à la disponibilité de=
centrales
thermiques nécessaires pour assurer la sécurité
d’alimentation du réseau face à l’intermittence de
l’éolien.
L’éolien offshore
Quant à l’éolien offshore, un
premier projet français de 105 MW (21 machines) vient d’ê=
;tre
lancé à Veulettes sur mer.
Un communiqué du ministère de
l’Industrie<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[17]
annonce un « prix d’achat g=
aranti
de 100€/MWh, à comparer à 45
€/MWh, prix de
l’électricité sur le marché de gros&n=
bsp;».
Il estime pour ce seul projet un « s=
urcoût
annuel de 17 M€ à la charge des consommateurs&n=
bsp;»
tout en soulignant ─ mais peut-être s’agit-il d’hum=
our
─ que « ce projet permettra aux
Français d’apprécier l’intérêt =
de
l’éolien offshore. »
Les enjeux industriels:<=
/font>
Les politiques de soutien au développement de
l'éolien dans plusieurs
pays, particulièrement pour l'Europe en Allemagne et au Danemark, ont
conduit à l'émergence d'un marché, certes artificiel, =
mais
stable et garanti. Une industrie s'est développée, domin&eacu=
te;e
par les constructeurs allemands, américains et danois qui se sont
appuyés au démarrage sur leur marché intérieur.=
Ce
sont aujourd'hui les principaux intervenants sur le marché
français:
 =
;
Constructeurs |
Part de march&e=
acute;
français en 2004 |
GI Wind
Energy (US) |
35% |
Vestas=
(DK) |
24% |
Enerco=
n (D) |
14% |
RE Power (D) |
11% |
Jeumont (F) |
11% |
Autres |
5% |
Les constructeurs français perdent du terrain car ils ne
disposent pas de machines de forte puissance.
Le groupe AREVA s'intéresse à la construction d'éoliennes, d'autant qu'une synergie peut être développée avec son pôle Transmiss= ion-Distribution repris à Alstom. Après s'êt= re intéressé a l'achat du danois Bonus (finalement repris par Siemens), il a acquis en sept= embre 2005 21,1% du capital de l'al= lemand RE Power, spécialisé dans les turbines à forte puissan= ce particulièrement bien adaptées aux implantations off shore. <= o:p>
Aspects paysagers
Nulle installatio=
n de
production d’énergie n’est exempte d’un certain im=
pact
paysager.
A l’instar =
de
l’énergie solaire, le vent est une énergie diffuse et de
très faible densité. Son intensité augmente avec la
hauteur au-dessus du sol. Les installations tendent donc vers de fortes
puissances, avec des hélices de grand diamètre, ayant leur axe
très au-dessus du sol. On est passé du standard de 300 kW (80=
m de
haut) au début des années 90 au standard terrestre de 2,5
à 3,5 MW (130 à 150m de haut) à partir de 2004. Par
ailleurs, l’effet de traîne conduit à devoir espacer les
éoliennes les unes par rapport aux autres.
Ainsi, compte ten=
u de
l’intermittence du vent, il faut par exemple 6000 éoliennes
d’1 MW couvrant 420 km² pour produire autant
d’électricité qu’une centrale conventionnelle
(charbon, gaz, nucléaire)<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[18] de
1500 MW qui occupe 1 km².
Cela n’a
qu’une importance relative dans les régions industrielles d&ea=
cute;jà
largement couvertes d’édifices plus ou moins hauts et sans att=
rait
touristique. Les éoliennes doivent cependant être
implantées sur les hauteurs, là où le vent souffle
à son maximum. Si l’on y ajoute la rotation des hélices,
les installations industrielles éoliennes (baptisées
« fermes » sans doute pour en atténuer
l’impact psychologique) se remarquent de loin.
Les pays qui se s=
ont
lancés résolument dans la production éolienne
d’électricité ont couvert des régions
entières d’éoliennes.
La distance de vi=
sibilité
des éoliennes croît avec le carré de la hauteur de
celles-ci. Ainsi une éolienne de 300 kW nominal (80 m de haut) est
visible à 10 km en terrain plat, alors qu’une éolienne =
de
2,5 MW nominal (150 m de haut) est dans les mêmes conditions visible =
depuis
45 km. Ces distances sont en fait bien plus importantes car les
éoliennes sont préférentiellement situées sur d=
es
points hauts.
Cette visibilit&e=
acute;
revêt une importance toute particulière dans les régions
touristiques ou comportant un patrimoine architectural historique.
Sur les côt=
es, la
ressource éolienne est importante. Ainsi la façade atlantique
européenne est-elle privilégiée pour
l’éolien. Un bilan économique tourisme / éolienn=
es
devrait s’imposer préalablement à toute décision
d’implantation.
Notons que,
quoiqu’ils n’y soient pas obligés, les investisseurs
enterrent généralement les lignes pour limiter l’impact
visuel global.
Autres aspects environnementa=
ux
L=
es
plus
Une énergie
renouvelable :
Le vent est renouvelable, et ainsi les kWh produits à partir de
l’énergie éolienne épargnent d’autant les
ressources limitées de la Planète en pétrole, gaz,
charbon, et uranium. En cela, l’éolien contribue incontestable=
ment
au développement durable.
Rejets : Le vent est une énergie propre : elle n’engendre aucun rejet<= span style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa= mily: "Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan= guage: AR-SA'>[19]. <= o:p>
Effet de serre<=
/i> : L’éolien ne =
rejette
aucun gaz à effet de serre autre que celui dû à la
fabrication des matériaux employés (ciment, acier, etc.).
C’est ce qui explique son engouement dans des pays comme le Danemark =
et
l’Allemagne, deux gros producteurs européens de CO2=
.
<= o:p>
L=
es
moins
Bruit = : La technologie des éolie= nnes a fait de grands progrès en matière de bruit. Il demeure qu’avec l’accroissement de puissance unitaire des machines, le bruit engendré reste perceptible de loin (45 dBA à 300 m pour les machines de dernière génératio= n), et la distance entre une installation éolienne et l’habitat n’est pas à ce jour fixée<= span style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa= mily: "Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan= guage: AR-SA'>[20]. <= o:p>
Interférences
hertziennes :
La rotation des hélices interfère avec les ondes hertziennes,=
et
une étude soignée doit être faite pour vérifier =
que
cela n’entraîne aucune gène vis-à-vis des riverai=
ns.
Oiseaux = i>: Les côtes constituent des= routes migratoires traditionnelles, et les pales en rotation des hélices constituent un danger pour les oiseaux migrateurs (la vitesse périphérique des pales peut atteindre 300 km/h)<= span style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa= mily: "Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan= guage: AR-SA'>[21]. <= o:p>
Effet stroboscopique : Plusieurs associations (alleman=
des
notamment) se plaignent du fait que les pales d’hélice cachant=
le
soleil à intervalles lents et réguliers peut avoir à la
longue des répercussions psychologiques graves sur les riverains.
Démantèlement&n=
bsp;: La tenue de mâts pouvant
dépasser les 100 m de hauteur et sollicités par le vent
s’exerçant sur de gigantesques pales nécessite
l’implantation de socles de plusieurs centaines de tonnes de bé=
;ton
armé enfoncés en terre. Si l’enlèvement des part=
ies
aériennes des éoliennes est explicitement mentionné su=
r la
plupart des contrats, ceux-ci sont généralement discrets sur =
le
démantèlement de ces énormes blocs de béton.
K=
yoto
et la place de l’énergie éolienne
L’én=
ergie
éolienne contribue à limiter la production de gaz carbonique,
notamment dans les pays où l’électricité est
essentiellement produite à base de ressources fossiles. C’est =
le
cas du Danemark où l’éolien réduit de 18 % la
production d’électricité à partir de charbon et,
à un degré sensiblement moindre, de l’Espagne et de
l’Allemagne. A l’inverse, lorsque la part des énergies
fossiles dans la production d’électricité est faible (c=
as
de la Suède, de la Suisse et de la France), l’éolien ne
permet pratiquement pas de réduire les rejets de CO2.
L’exp&eacut=
e;rience
allemande=
[22]
est la plus significative en Europe et au monde, et mérite &agr=
ave;
ce titre qu’on s’y attarde.
Situation actuelle
15 000 machi=
nes sont
en service fin 2003, totalisant 14600 MW, pour une production de
20 TWh <=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[23], s=
oit
une durée équivalente pleine puissance de 1400 heures (sur 87=
60,
soit 16%).
Prévisions en 2030
Les emplacements =
se
faisant rares, l’accroissement du parc éolien repose sur un
« Repowering », remplacem=
ent
des anciennes petites éoliennes (30 à 500 kW installées
dans les années 90) par de plus puissantes (2,5 à 3,5 MW, 150=
m de
haut) et, à partir de 2010, un accroissement considérable de =
la
puissance avec un objectif de 36 à 42 000 MW en 2030, dont=
20
à 25 000 MW offshore.
La durée
d’utilisation annuelle en mer est estimée à 4000h dans =
la
zone utile de 10 à 20m/s (35 à 70 km/h). Cependant les
coûts de construction en mer et des lignes HT en courant continu pour
acheminer l’énergie jusqu’à la terre ferme sont si
élevés que l’auteur doute de la rentabilité de
l’éolien marin.
La moitié =
de la
puissance offshore serait implantée en Mer du Nord jusqu’&agra=
ve;
100 km des côtes, et un projet pilote de 60 MW a été
engagé à Borkum-West pour un mont=
ant de
125 à 140 M€.
Expérience
d’exploitation
L’él=
ectricien
E.ON a distribué 115 TWh en 2002, dont 8=
ont
été fournis par
5800 MW éoliens répartis dans toute l’Allemagne.
La figure ci-dess=
ous
montre les écarts de
production d’énergie au cours d’une année.
L’él=
ectricien
KEV (Région de l’Eifel) s’appuie sur une puissance de 73=
MW,
où l’éolien peut atteindre 50 MW selon une courbe de
disponibilité analogue à la précédente. Il soul=
igne
que l’éolien n’a rien fourni par exemple le 17
décembre 2001, un jour de pic de la demande. En novembre de cette
même année, la puissance est passée d’un jour
à l’autre de 0 à 50 MW.
Ces deux exemples
illustrent la difficulté d’insérer harmonieusement dans=
le
réseau la contribution très fluctuante de l’éoli=
en
sur l’année.
=
Quelques
données économiques
La subvention ann=
uelle
à l’éolien représente 1,3 G€ (milliard
d’Euros), et s’élèvera à 3,5 G€ lors=
que
l’éolien fournira 10% de l’électricité.
Les électr=
iciens
allemands sont tenus d’acheter à 85 €/MWh
(soit 3 fois le coût de l’électricité classique) =
tout
le courant produit par les éoliennes, y compris aux heures où=
il
n’y a pratiquement aucune demande.
E.ON prévo=
it un
budget de 850 M€ en 2016 en achat d’électricité p=
our
compenser les défaillances de l’éolien, plus 550 M̈́=
4;
pour le réseau de transport et distribution de l’éolien=
.
A ce même h=
orizon,
l’électricien RWE prévoit de son côté la
construction en thermique classique (ou l’approvisionnement en
importation) de 400 MW pour suppléer aux défaillances de
l’éolien.
Les accidents
d’éoliennes sont relativement fréquents, entraîna=
nt
des indemnisations de 45 M€ par les assurances, pour une prime global=
e de
30 M€, l’incidence étant de 3€ par MWh.
S’il est &a=
grave;
peu près possible de prévoir les variations de vent d’un
jour à l’autre, il est en revanche impossible de les
prévoir à long terme, d’où la
nécessité de puissance de réserve (thermique), notamme=
nt
pour les périodes anticycloniques d’hiver, où la puissa=
nce
appelée est à son maximum et les éoliennes … en
drapeau.
Conclusion
Le retour
d’expérience de l’éolien allemand, tel que
rapporté par H. Alt, s’avère
décevant :
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Peu
d’électricité produite (20 TWh
soit 4 % de la production allemande) en raison de la faiblesse du vent pour=
les
installations à l’intérieur des terres,
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Coût
élevé pour la collectivité,
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Nécessit&e=
acute; de
dimensionner le parc de production thermique pour faire face aux jours sans
vent, fréquents notamment en hiver,
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Difficulté=
s pour
faire face aux variations rapides de charge (en période creuse, le
dispatching peut d’ores et déjà devoir faire face &agra=
ve;
des variations de charge de 10 % par minute).
Il apparaît
clairement au vu des exemples donnés que
l’électricité éolienne n’est pas une
électricité décentralisée, car elle a besoin
d’être secourue par un réseau THT puissant et, dans
certaines conditions, de déverser son trop plein de production dans =
un
réseau THT.
Les projets de
développement massif de l’éolien en mer suscitent de fo=
rtes
réticences, malgré l’intérêt d’y
bénéficier de conditions de vent beaucoup plus favorables, po=
ur
les raisons suivantes :
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Coût tr&egr=
ave;s
élevé des machines installées en mer et du raccordemen=
t au
réseau électrique,
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Éloignemen=
t des
lieux de consommation (distance moyenne de l’ordre de 1000 km),
Ø<=
span
style=3D'font:7.0pt "Times New Roman"'> Risque de perte
simultanée de milliers de MW en cas de tempête en Mer du Nord
nécessitant la mise à l’arrêt de l’ensemble=
du
parc.
L’éo=
lien a
atteint en Allemagne un niveau tel que les oppositions, parfois violentes,
s’intensifient, comme en témoignent
« Libération » du 25 août 2005 ou un
numéro de 2003 du « Spiegel » qui qualifie
l’éolien de « Saccage du paysage
hautement subventionné ».
Cadre réglementaire
Le cadre réglementaire=
du
développement de l’éolien en France en vigueur ces
dernières années<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA;mso-bidi-font-weight:bold'>[24]<=
/span>
est défini dans la loi N° 2000-108 du 10 février 2000 et
repose sur les dispositions
générales suivantes qui restent en vigueur
jusqu’en février 2007 :
= = &nb= sp; =
- =
L’installation d’une éolienne
d’une hauteur supérieure à 12m nécessite un perm=
is
de construire.
- =
Un projet dont la puissance totale install&eacut=
e;e
sur un même site est supérieure à
2,5 MW doit faire l’objet d’une étude d’impact et
d’une enquête publique.
- =
Obligation d’achat par EDF de
l’électricité produite à un tarif
préférentiel fixé par arrêté
ministériel pour les parcs de puissance inférieure à 12
MW.
C’est au niveau des régions et des départements,
dans le cadre des enjeux locaux d’aménagement du territoire, q=
ue
sont définies les contraintes auxquelles sont soumises les implantat=
ions
de projets éoliens.
A
l’échelle de la région un schéma régional
éolien peut être mis en place (ce n’est pas une obligati=
on)
indiquant les secteurs géographiques les mieux adaptés &agrav=
e;
l’implantation d’éoliennes. Ce document qui se limite
à émettre des recommandations relatives à la recherche=
des
sites n’a pas de portée réglementaire.
Au n=
iveau
du département, un schéma départemental éolien,
établi à partir de données techniques, environnemental=
es
et patrimoniales du département, permet de définir et de
répertorier :
- Des
« territoires protégés » qui
répondent à des servitudes techniques, environnementales ou p=
atrimoniales
bien identifiées et où toute implantation
d’éoliennes est interdite.
- Des
« territoires très sensibles » à fortes
contraintes, où les maîtres d’ouvrage devront
démontrer la compatibilité de leur projet avec les enjeux du =
site
choisi.
En fait ces schémas
éoliens, élaborés sur des critères variables
d’un département à l’autre, sont des documents de
préconisation qui ne conduisent pas à un choix d’espaces
susceptibles d’accueillir dans de bonnes conditions des fermes
éoliennes. Les dossiers de permis de construire qui comprennent
l’étude d’impact réalisée par le promoteur=
, et
le rapport d’enquête publique sont soumis à l’avis=
des
différents services de l’État et normalement à la
commission départementale des sites, avant transmission au Pré=
;fet
pour décision.
La situation
Le nombre de ces =
dossiers
a littéralement explosé<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[25] de=
puis
l’adoption en 2001 de la tarification très contraignante
d’achat du kWh imposée à EDF. C’est sans véritable =
cadre
juridique que les différents services de l’État doivent
instruire ces dossiers, dont le contenu est le plus souvent insuffisant pour
permettre de donner un avis solidement argumenté, laissant ainsi la
place aux pressions de toutes sortes. C’est ainsi que les projets,
généralement soutenus par les municipalités très
motivées par la manne de la taxe professionnelle<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[26], s’imposent souvent sans
réelles justifications.
Les réactions de
l’opinion
Ce contexte donne
naissance à des réactions souvent très négative=
s des
populations concernées qui cherchent alors à faire obstacle a=
ux
maires et aux investisseurs.
C’est
principalement l’impact paysager qui soulève et motive les
oppositions et ceci à deux niveaux :
- Au niveau des riverains pour qui l=
a vue
ou la proximité d’une ferme éolienne portent une forte
atteinte au paysage familier, ressentie comme une agression, et qui
entraîne en outre une dépréciation<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[27] du
patrimoine immobilier, à la location comme à la vente. Le
phénomène de « Nimby&n=
bsp;»<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[28]
apparaît dans toute son ampleur au rythme des dépôts de
dossiers.
- A un niv=
eau
plus large de populations, les oppositions sont motivées par la
sauvegarde de sites emblématiques soumis à la convoitise des
investisseurs pour leur qualité aérologique (bords de mer,
crêtes dans les massifs montagneux …) et d’une faç=
on
générale par la protection des sites touristiques paysagers ou
architecturaux.
Ces opposi=
tions
s’organisent en associations très actives qui
n’hésitent pas à attaquer les décisions
auprès des tribunaux administratifs, avec l’aide et l’ap=
pui
dans leur action de fédérations bien organisées et
très professionnelles<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[29]. De
nombreuses batailles sont ainsi engagées autour de sites
réputés<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[30].
Hormis les oppos=
itions
mentionnées ci-dessus, qui sont essentiellement des oppositions de
terrain, l’énergie éolienne bénéficie aux
yeux du grand public, en France comme ailleurs, d’une bonne image. La
plus populaire des énergies renouvelables, elle est parée, de
façon un peu imaginaire, de toutes les vertus écologiques bien
sûr : propreté, proximité... mais aussi
économiques : ressource inépuisable et gratuite. Elle est
très activement soutenue par les "Verts" qui la
présentent couramment comme « alternative au
nucléaire » : Le slogan « Plus
d’éoliennes, moins de nucléaire » fait recet=
te
auprès d’un large public pour lequel le nucléaire
n’est pas totalement accepté, tonalité soutenue par la
plupart des médias.
Les dispositions de la nouvel=
le
loi sur l’énergie
Face à cette situation peu satisfaisante, une certaine
réaction est apparue au niveau politique, et de nouvelles dispositio=
ns
concernant le développement de l’éolien ont
été prises à l’occasion de la loi n° 2005-78=
1 du
13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique
énergétique.
La principale modification apportée par cette loi, est la
définition au niveau des départements, de « zones =
de
développement de l’éolien », prenant en comp=
tes
leur potentiel éolien, les possibilités de raccordement aux
réseaux et la protection des sites et des paysages. Ces zones sont
proposées par la ou les communes dont tout ou partie du territoire e=
st
compris dans le périmètre proposé. Les propositions
précisent la fourchette de puissance pouvant y être
installée et sont accompagnées de tous les élém=
ents
permettant d’en apprécier les différents aspects techni=
ques
et environnementaux. La décision appartient au préfet du
département, après avis de la commission départementale
des sites et paysages et des communes limitrophes à celle (ou celles)
ayant déposé la proposition. Aucune limite minimale ou maxima=
le
de puissance n’est imposée, mais tout projet d’implantat=
ion
de machines dont la hauteur de mât dépasse 50 mètres es=
t soumis à ces dispositions=
span>.
L’acceptation du dossier entraîne, de facto,
l’obligation d’achat dont la tarification est inchangée.=
Afin de tenir compte du long
délai d’étude des projets et de préparation des
dossiers, il est prévu que les dispositions de la loi antérie=
ure
restent en vigueur pendant deux ans après la publication de la nouve=
lle
loi.
La place de l’éo=
lien
dans la production électrique
Examinons =
plus
concrètement quel concours peut apporter l’éolien en
France, où la production d’électricité se
répartit entre différentes sources primaires comme suit
(année 2003) : &nbs=
p; &=
nbsp;
Nucléaire&=
nbsp;:
78%, production de base, modulation programmée ;
Hydraulique :
12%, à scinder en :
Production
« au fil de l’eau » en base, et
Barrages.
Ceux-ci et le The=
rmique
fossile (10%) sont essentiellement affectés aux pointes et=
au
suivi de charge.
Comme
précisé précédemment, la production intermitten=
te
et non garantie des parcs éoliens ne permet pas de les substituer en
tant que moyens de production aux centrales qui produisent de
l’énergie continue, indispensable pour la gestion et la
sécurité d’alimentation du réseau. Ce n’est
donc pratiquement que la consommation de combustible évitée,
fossile ou nucléaire, qui est à mettre au crédit de
l’éolien.
Avec
un coût moyen de production de l’éolien de 51,5 €/=
MWh (voir chapitre 3 « Données
économiques » ci-dessus), et après déduction
des coûts de combustible évité,
le surco&=
ucirc;t
réel (hors subventions) de l’éolien est
de :
51,5 – 9 =3D
42,5 € / MWh=
en référence au nucléaire
51,5 – 25 =3D 26,5 € / MWh en r&eacu=
te;férence
au gaz naturel=
[31]. =
&nb=
sp;
La
substitution de production nucléaire par de l’éolien est
donc très largement déficitaire. Le bilan par rapport au
thermique gaz est moins défavorable et pourrait à terme
s’approcher de l’équilibre si l’on prend en compte=
les
externalités évitées (notamment le CO2),
évaluées pour la filière à 14€ / MWh, et si les prévisions de réduction =
de
coût de la filière éolienne se réalisent. La hau=
sse
du prix du gaz devrait également conforter la tendance.
Compte ten=
u de
la structure du parc de production national où la faible part de la
production thermique fossile est nécessaire pour assurer les pointes=
de
consommation et la sécurité de l’alimentation du
réseau, l’essentiel de la production éolienne se substi=
tue
en fait, en France métropolitaine continentale, à du
nucléaire. Le bilan, au plan national, est donc économiquement
très négatif et ne présente que très peu
d’intérêt pour la qualité de l’air et la lu=
tte
contre l’effet de serre, la consommation de combustible fossile ne
pouvant être significativement réduite. Cette situation expliq=
ue
le lent démarrage de l’éolien en France, comme dans les
pays ayant peu recours au thermique (Suède, Suisse, Canada …) =
et
les maigres résultats du plan « Eole 2005 » la=
ncé
en 1996.
C’est
à partir de 2001, pour les raisons déjà évoqu&e=
acute;es,
que le nombre de projets s’est multiplié, portés souvent
par des promoteurs étrangers mais aussi par de nouveaux promoteurs
français=
[32],
tandis que les équipements sont en majorité importés<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[33].
Malgré le délai de 3 ans en moyenne entre le début
d’un projet et sa mise en service, les objectifs officiels sont
aujourd’hui de 2000 MW installés en 2007 et de 5000 MW en 2010=
.
Les dispositions tarif=
aires
mises en place (précisées dans le chapitre 3) conduisent &agr=
ave;
un prix moyen d’achat par EDF sur les 15 premières anné=
es
d’exploitation d’un site, d’environ 30% supérieur =
au
coût de production de la filière. En fonction de la qualit&eac=
ute;
du site, cette marge offre &a=
grave;
l’investisseur une rentabilité moyenne de 20% après
impôts, tandis que le surcoût du prix d’achat par rapport=
au
prix de revient moyen des autres sources est refacturé par EDF aux
abonnés=
[34].
Si l’objectif de 5 000 MW d’éoliens installé=
s en
2010 est atteint, le montant total ainsi refacturé atteindra cette
année-là 540 millions d’euros<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[35], t=
out
ceci pour une production d’électricité inférieure
à 2,5% de la consommation nationale.
Comme le
dénonçait la CRE dès 2001<=
span
style=3D'font-size:11.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[36], le
tarif d’achat de la production éolienne est trop
élevé. Il procure une rentabilité excessive aux
investisseurs et engendre un surcoût anormal à la charge du
consommateur.
Rappelons
aussi le surcoût annuel de 17 M€ à la charge des
consommateurs français pour les 105 MW du premier projet franç=
;ais
offshore (voir chapitre 3).
=
On doit d’autre part remarque=
r que
la France étant exportatrice d’électricité vers =
des
pays voisins gros consommateurs d’énergie fossile, notre
production éolienne se substitue, in fine, à
l’échelle européenne, à de la production thermiq=
ue
fossile. L’éolien français trouve ainsi une certaine
justification au niveau de l’Europe, mais la charge correspondante
devrait en toute rigueur être supportée par les pays importate=
urs
plutôt que par les consommateurs français.
L’avenir ?
Au-delà de cette anomalie on ne peut conclure sur le développement de l’éolien en France sans se pencher sur la structure du parc de production de demain, ou plus simplement sur la place du nucléaire.<= o:p>
Si la structure a=
ctuelle
se maintient, c’est à dire une production de base essentiellem=
ent
nucléaire, un développement volontariste de l’éo=
lien
ne se justifie pas à l’échelle nationale.
Il pourrait en re=
vanche
se justifier à l’échelle européenne si des
réductions de coûts significatives se réalisaient sur la
filière. Cela reviendrait à tirer profit du potentiel
éolien de la France pour réduire la consommation
européenne d’énergie fossile, sous réserve
qu’il n’en résulte aucun surcoût pour le consommat=
eur
français ni aucune détérioration inacceptable de notre
patrimoine paysager ou historique.
En revanche, si la politique
énergétique française devait s’orienter vers moi=
ns
de nucléaire ou son abandon à terme, quel que soit le
développement de l’éolien, la France devrait, à =
plus
ou moins brève échéance, revenir à plus de
thermique fossile pour faire face à ses besoins. Ce type de situation
serait bien difficile à gérer si l’on se fixe vraiment
comme objectif prioritaire de réduire les émissions de CO2,
raison d’être des engagements de Kyoto, à l’origin=
e de
la directive européenne favorisant les énergies renouvelables=
.
Enfin un aspect import=
ant
concernant l’éolien en France est son impact
environnemental ; La France dispose en effet d’un patrimoine
touristique de grande valeur qui représente beaucoup d’emplois=
et
constitue un enjeu essentiel de notre économie.
Les nouvelles
dispositions votées devraient permettre un encadrement plus rigoureux
des projets et de leurs implantations.
Conclusion
Si l’on s=
8217;en
tient à la France continentale, l’éolien industriel
n’a pas de justification économique et n’apporte
pratiquement rien au bilan des émissions de gaz carbonique. Pire, un
développement important rendrait nécessaire la mise en place =
de
capacités thermiques supplémentaires pour assurer la
relève de l’éolien pendant les pannes de vent (au moins=
2/3
du temps), avec émissions de gaz à effet de serre, ce qui
n’est évidemment pas le but recherché.
Le dévelop=
pement
de l’énergie éolienne n’est dû
qu’à une politique artificielle de subventions, coûteuse
pour le consommateur, poussée principalement par les opposants au
nucléaire qui le présentent à tort comme une alternati=
ve
à celui-ci.
Cette forme
d’énergie peut cependant se justifier lorsqu’elle se
substitue, même partiellement, à du thermique (charbon,
pétrole, gaz). C’=
;est
le cas pour la Corse et les DOM TOM, et en Europe pour de nombreux pays enc=
ore
très tributaires du thermique fossile.
De par sa fa&cced= il;ade atlantique, la France dispose de gisements éoliens intéressan= ts. Vu au niveau européen un développement (bien conçu et respectueux des sites) de ces gisements pourrait, par le biais des exportat= ions d’électricité, éviter l’émission de= gaz à effet de serre chez nos voisins dont la production de base reste thermique. Mais est-ce au consommateur français qui en subira les conséquences de payer la note ?
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[1]<=
/span> Le « Grou=
pe de
Réflexion sur l’énergie et l’environnement au
* Société
Française de l’Énergie Nucléaire
(société savante).
= [2]= 1 MW (mégawatt) représente une puissance de 1000 kW (kilowatt= s).
= [3]= 6 TWh = sur 34 consommés ; mais une partie des 6 TWh est probablement exportée vers l’Allemagne en période de fa= ible consommation danoise et fort vent. En Allemagne, 20 TW= h « éoliens » sur une consommation totale de 500= TWh. 1 = TWh (térawatt-heure) représente un million de MWh (mégawatt-heure), soit un milliard de kWh.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[4]<=
/span> 78 parcs regroupant 628
éoliennes.
= [5]= Arrêté ministériel « Cochet » du 8 juin 2001
= [6]= Chiffre indiqué par la DGEMP comme moyenne, que nous retiendrons en soulignant qu’il apparaît optimiste.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[7]<=
/span> Le Maroc a déjà
engagé un programme éolien relativement important avec notamm=
ent
le parc de Koudia Al Ba&iu=
ml;da
à 20 km au nord de Tetouan, où so=
nt
installées 84 machines de 600 kW en service depuis 2001 (parc
réalisé par une société à capitaux
français, dont EDF à 49 %).
= [8]= Ce chiffre officiel, correspondant à un « rendement = » de 29% est résolument optimiste si l’on se réfère aux résultats enregistrés.
= [9]= Conseil général des Mines : rapport n° 04-5 sur= la sécurité des installations éoliennes- juillet 2004. Disponible sur le site www.cgm.org
= [10] DGEMP-DIDEME Coûts de référence de la production électrique- Deuxième partie : moyens de production décentralisés. 15/10/2004. Version pdf= span> téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr (dgemp/publications)
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;mso-bidi-font-size:12.0pt;font-family:"Times New =
Roman";
mso-fareast-font-family:"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-=
language:
FR;mso-bidi-language:AR-SA'>[11] En France, la production et les f=
acteurs
de charge sont publiés mois par mois et site par site (voir www.suivi=
-eolien.com/francais/SUIVI/SVFranceE.asp).
La production a été équivalente à 1960 heures
à pleine puissance en 2003, 2130 h en 2004 et sera de l'ordre de 200=
0 en
2005. Ces valeurs sont nettement supérieures à celles
enregistrées en Allemagne.
= [12] Pour l’éolien offshor= e, les Danois et les Allemands se basent sur un surcoût du MWh de l’ordre de 30 %, dû aux difficultés de montage et de maintenance, et aux coûts de raccordement au réseau.
=
[13] DGEMP-DIDEME :
« Coûts de référence de la production
électrique ». Décembre 2003. Version pdf
téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr (DGEMP/publications). Le gaz y est
estimé à 3,3$/MBTU et le charbon à 40 €/t, mais =
les
rejets de CO2 ne sont pas pris en compte.
= [14] Cette pérennité du prix d’achat pour les sites médiocres est paradoxale, car elle n’incite pas à la recherche de sites « rentables ».
= [15] Ces dispositions permettent à un investisseur avisé, avec un = parc croissant, d’économiser la totalité de son impôt = sur les sociétés. Un perte pour l’Etat finalement à = la charge du contribuable.
= [16] Avis de la Commission de Régulation de l’Electricité en date du 5 juin 2001 –version pdf téléchargeable sur le site&n= bsp; www.cre.fr (délibérations)
= [17] Communiqué de presse N° 462 du ministère de l’Indus= trie du 14 septembre 2005.
= [18] Notons qu’il faut aussi disposer d’une puissance « conventionnelle » presque aussi importante pour suppléer les éoliennes pendant les 80% du temps où le = vent fait défaut.
<= span style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa= mily: "Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan= guage: AR-SA'>[19]= Cette qualité constitue un avantage essentiel dans des pays bien ventés comme la Grèce comportant de nombreuses îles, où l’éolien se substitue en partie aux diesels, jusqu’alors seule source d’&ea= cute;lectricité, qui entraînent une pollution massive de la mer Égée. <= o:p>
= [20] La jurisprudence semble donner 500m, mais cette distance est généralement jugée insuffisante par les riverains.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[21]=
Très sérieusement =
les
californiens utilisent une nouvelle unité : le
« nombre d’oiseaux tués par MW et par an &raqu=
o; =
− sic −=
span>. Ce chiffre (0,05) devrait, selo=
n les
promoteurs d’éoliennes, diminuer : les oiseaux (tout au m=
oins
ceux qui ont réchappé !) modifieraient à la longue
leurs trajets migratoires.
= [22] Extrait de « International Journal Energy= span> Technology and Policy », Vol 3, 1er semestre 2= 005, par Helmut Alt, Ingénieur électri= cien, ancien chef de département à la RWE.
= [23] Sur un total de 500 TWh, soit 4%.
= [24] La nouvelle loi d’orientation sur l’énergie du 13 juillet 2005 apporte des modifications que nous verrons plus loin.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[25]=
Plus de 2500 demandes de permis =
de
construire sont actuellement en cours d’instruction.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[26]=
Une centrale de 5 éolienn=
es de 2
MW rapporte par an : 60 000 € à la commune, 60 =
000
€ au département, 12 000 € à la régio=
n,
15 à 25 000 € au propriétaire du terrain. Source
EDF.
= [27] Généralement estimée à 30%
= [28] Not In My Back Yard (Pas dans mon jardin)
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[29]=
La fédération
« Vent de Colère » regroupe environ 250
associations locales.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[30]=
Les Abers bretons, mont Mé=
;zenc,
abbaye de Fontfroide, château de Touffou,=
site
historique d’Azincourt, site de Fé=
camp.
On peut multiplier les exemples.
= [31] Ce calcul ne vaut qu’en métropole continentale ; dans les îles (Corse, DOM TOM), = la référence est le fioul brûlé dans des groupes électrogènes (rendement 25 %), et l’éolien a plu= s de chances d’y être compétitif.
<=
span
style=3D'font-size:10.0pt;font-family:"Times New Roman";mso-fareast-font-fa=
mily:
"Times New Roman";mso-ansi-language:FR;mso-fareast-language:FR;mso-bidi-lan=
guage:
AR-SA'>[32]=
=
EDF a créé une filiale – SIIF Energies - consacrée aux éolien=
nes
qui a l’intention de prendre 30% du marché français et =
qui
travaille aussi à l’étranger.
= [33] Les deux principaux constructeurs français qui sont Jeumont Industri= e et Vergnet S.A. ne figurent pas parmi les dix prem= iers constructeurs mondiaux.
= [34] Ce surcoût est compris dans la « Contribution aux charges = de service public » mentionnée sur les factures.
= [35] Calcul prévisionnel du surcoût facturé à l’abonné en 2010 :
- su= rcoût facturé par MWh éolien: écart entre prix d’achat du MWh éolien et prix de revient du MWh nucléaire : 83,8 € - 30 € =3D 53,8 €/MWh
&nb= sp; - énergie éolienne produite en 2010: puissance éolienne prévue 5 000 MW x nombre annuel= d’heures à pleine puissance 2 000 heures ( suivant statistiques des 3 dernières années ) =3D 10 000 000 MWh.
<= span style=3D'mso-spacerun:yes'> - surcoût total facturé : 10 000 000 x 53,8 =3D 538 millions d’€.
.
= span>
= [36] Commission de Régulation de l’Electricité, site www= .cre.fr
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