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

 <= /b>

= L’ÉNERGIE ÉOLIENNE

par Le « Groupe de Réflexion sur l’énergie et l’environnement au XXIème siècle « G= R21 » <= ![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]

=  

=  

= Sommaire

=  

=  

1. DÉVEL= OPPEMENT DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉNÉRALITÉS=

2. QUELQUES DONNÉES TECHNIQUES

3. DONNÉES ÉCONO= MIQUES       =

4. DONNÉES ÉCOLO= GIQUES

5. L’EXPÉRIENCE ALLEMANDE

6. L’&Eac= ute;OLIEN EN FRANCE

=  

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1. DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉN&= Eacute;RALITÉS

 =

L’éolien redécouvert<= /o:p>

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.

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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.<= /span>

 =

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.=

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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.

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            =             &nb= sp;            =             &nb= sp;            =             &nb= sp;            =             &nb= sp;     


2. QUELQUES DONNÉES TECHNIQUES

 

Énergie récupérable<= /o:p>

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

  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 :

 

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Les éléments constitutifs d'une éolienne.

Une grande éolienne moderne est constituée de plusieurs éléments :

 

  • Une tour cylindrique en acier d’une h= auteur pouvant aller jusqu'à 100 mètres dans laquelle se trouve l'échelle d'accès et les câbles de raccordement. À son pied est implanté le transformateur d'adaptation au réseau électrique.
  • Une nacelle située en haut de la tou= r, qui contient les installations de production d'électricité (multiplicateur et générateur) et de pilotage (orientati= on et freinage)
  • Le rotor qui comporte en géné= ral trois pales. L’avènement des matériaux composites a permis d'importants progrès notamment sur la forme, la dimensio= n et les caractéristiques mécaniques des pales.

 =

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.

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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 :

  • Compenser le coût des projets (n&eacu= te;cessairement plus élevé) par une augmentation de taille des machines = (3 à 5 mégawatts) ce qui nécessite des développements importants notamment sur la technologie des pale= s
  • Concevoir des machines à faible entr= etien, résistant aux conditions marines et à durée de vie longue.

 

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'><= /p>

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 :

  • Dans les régions isolées alimentées par des centrales diesel (les îles par exemple= ) le recours à l’éolien paraît particulièrement intéressant. Il semble cependant que la technologie pour réguler le couplage éolien - diesel soit actuellement chère et insuffisamment fiable. On peut cependant espérer des développements significatifs.
  • Sur les grands réseaux, l'insertion = de l'éolien pose des problèmes d'adéquation des fréquences dès lors que la proportion d'éolien devient significative.

 =

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.=

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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.

  • En 2002, lors de l'installation d'une des éoliennes de Névian (Aude) l= 'une des pales s’est détachée et a entraîné l'effondrement du mât.
  • En 2004 à Boulogne : cassure d’= ;une puis deux pales au niveau de la tête du rotor avec rupture du mât à mi-hauteur.
  • En 2004 à Dunkerque, couchage d'une éolienne, le mât et une partie de la fondation ayant été arraché, suivi de l'éclatement de la n= acelle, du rotor et des pales.

 

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

  • L’impact de la foudre : La zone = de risque de choc électrique se limite aux abords immédiats mais des projections peuvent résulter d'effets induits comme l'explosion d’une pale.
  • Les accidents du travail : il s'agit d= es risques classiques liés au travail à grande hauteur ou en présence d'équipements sous haute tension ; c'est d= ans ce domaine que sont recensés 95 % des décès dus à l’éolien constatés dans le monde.

 

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.

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 =

3. DONNÉES ÉCONOMIQUES

 

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<= /span>

Nombre d’aérogénéra= teurs de la ferme

6

20

Durée de vie (années)=

15

20

Hauteur au moyeu (m)<= /p>

78

100<= /span>

Diamètre des pales (m)

80

100<= /span>

 

 

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 :

  • Machines : 70 %
  • Génie civil, transport, montage = ;: 10 %
  • Raccordement (très variable selon les sites) 12 %
  • Divers (études et gestion de projet) : 8 %

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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 €/MWh

51,5 €/MWh

43,6 €/MWh

MSI en 2015

52,6 €/MWh

42,8 €/MWh

36,4 €/MWh

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<= /p>

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

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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 :

  • La fiscalité locale sur la productio= n et le foncier. Elles représentent, annuellement, de l’ordre = de 1% du montant de l’investissement
  • La rente de situation liée à l’obligation d’achat de l’électricité à un tarif élevé faite aux électriciens. (= cf. ci après)

 

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.

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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)

 

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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. <= /o:p>

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. »

 

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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%<= /span>

Vestas= (DK)<= /p>

24%<= /span>

Enerco= n (D)

14%<= /span>

RE Power (D)

11%<= /span>

Jeumont (F)

11%<= /span>

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>

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4. DONNÉES ÉCOLOGIQUES

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Aspects paysagers<= /span>

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.<= /p>

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.

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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= .

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<= 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 : 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.

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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.

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5. L’EXPÉRIENCE ALLEMANDE

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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€.

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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. <= /o:p>

La figure ci-dess= ous montre  les écarts de production d’énergie au cours d’une année.

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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.

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Ces deux exemples illustrent la difficulté d’insérer harmonieusement dans= le réseau la contribution très fluctuante de l’éoli= en sur l’année.

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= 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.

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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.

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Conclusion<= /font>

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,<= /p>

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),<= /o:p>

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.

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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 ».

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6. L’ÉOLIEN EN FRANCE

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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.

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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.

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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.

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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.  <= /font>

      - 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.

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      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].

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     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.

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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. 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.

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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;       <= /p>

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.

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      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;     

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      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.

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    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.

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Conclusion<= /font>

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 ?

 =

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<= 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 XXIème siècle « <= /span>GR21=  » rassemble (sous l’égide de la SFEN*) une centaine de scientifiques, ingénieurs, économistes, chercheurs et médecins qui ont exercé pendant de longues années des responsabilités d= ans l’industrie ou la médecine nucléaires, et ont engag&eac= ute; une réflexion approfondie sur les problèmes énergétiques et environnementaux. Dégagés de le= urs obligations professionnelles, ils s’expriment en toute liberté= .

* 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.

= [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 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 . 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 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'>[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'>[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.<= /p>

= [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’€.

.

  

= [36] Commission de Régulation de l’Electricité, site  www= .cre.fr

 

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