L’éolien offshore français, victime d’un vent contraire ?

Un article de réflexion du Centre Méditerranéen Enjeux et Stratégies Maritimes (CMESM) de l’institut FMES.

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Fortement concentré sur cinq pays[1], l’éolien offshore européen est en plein essor. En Europe du Nord, 4349 éoliennes en mer[2] sont reliées au réseau électrique. En 2030, grâce aux immenses façades maritimes européennes, cette nouvelle énergie pourrait représenter jusqu’à 27 % de l’électricité produite en Europe.

En France, une dizaine d’années se sont écoulées depuis les premières réflexions[3] et le premier appel d’offre, mais aucune éolienne offshore n’est opérationnelle à ce jour[4]. Malgré le 2ème espace maritime mondial et le 2ème gisement européen d’éolien en mer, l’économie éolienne française est totalement encalminée. Comment expliquer ce retard ?

L’avenir semblait pourtant radieux. Plus performant, l’éolien offshore produit jusqu’à deux fois plus d’énergie qu’à terre. Ancrées sur les fonds marins ou posées sur une structure flottante, les mâts des éoliennes offshores, plus hauts que ceux des éoliennes terrestres, bénéficient d’une meilleure rentabilité en captant des vents plus soutenus, plus réguliers et moins turbulents. Ces avantages réduisent de façon importante les problèmes d’intermittence de la production propres aux éoliennes, en particulier terrestres. Cependant, les installations de ces éoliennes offshores, raccordements en particulier, sont implantées dans des conditions plus sévères : vent, corrosion, nature et profondeur des fonds. Plus complexes que celles à terre, leur coût est donc plus élevé.

De surcroît, si les technologies des éoliennes posées sont désormais matures, il faut des conditions de relief très particulières, qui n’existent que dans fort peu de régions du monde, pour qu’elles puissent être implantées à plus de 30 km des côtes. Cette proximité engendre une potentielle dégradation visuelle du paysage et ainsi des recours systématiques d’opposants – chaque citoyen a droit d’ester en justice – qui enlisent complètement les dossiers.

 

Un nouveau cadre juridique plus adapté

Les deux procédures de mise en concurrence lancées par l’Etat en 2011 et 2013 pour désigner les lauréats[5] de six parcs éoliens[6] se sont en effet immédiatement heurtées à de très nombreux contentieux et d’interminables délais de traitement en justice incompatibles avec la conduite industrielle des projets.

Le gouvernement a donc proposé une simplification des procédures administratives s’inspirant des modèles allemands et néerlandais[7]. Ainsi, le 10 août 2018 a été publiée la loi ESSOC « pour un Etat au service d’une société de confiance » instaurant la procédure d’autorisation dite du « permis enveloppe ». L’enquête publique et les études d’impact s’effectuent désormais sous la maitrise d’ouvrage de l’État en amont de la procédure d’appel d’offres. Ainsi, lors de l’attribution du marché, le titulaire du contrat est en possession de toutes les autorisations nécessaires[8] dont la précieuse autorisation environnementale. La durée de la procédure d’installation d’un parc éolien est ainsi réduite à moins de 7 ans contre 10 ans précédemment. Ce permis autorise également les lauréats à modifier et/ou adapter leur projet sans autorisation supplémentaire pour choisir notamment au dernier moment les technologies les plus rentables.

 

Bras de fer sur les coûts entre l’Etat et les opérateurs

Pendant que la France tergiverse, d’important progrès technologiques ont réduit de façon inattendue les coûts de production d’électricité de l’éolien Offshore le rendant désormais concurrentiel sans aide de l’Etat. Un tarif de rachat de 49,90 €/MWh a été récemment annoncé pour les derniers parcs éoliens d’Europe du Nord.

L’Etat fait donc le constat que les tarifs de rachat très élevés de l’électricité produite par les parcs éoliens accordés aux premiers contrats ne correspondent plus au tarif actuel car de nombreux progrès technologiques ont été réalisés depuis que les lauréats ont remporté la compétition. A l’image de l’Allemagne, de la Belgique et des Pays bas dont les industriels du secteur[9] annoncent pouvoir se passer des subventions étatiques, l’Etat cherche logiquement à diminuer le coût du soutien public à la filière des éoliennes offshores.

Mais les industriels français du secteur rappellent que cette comparaison doit prendre en compte les conditions particulières des parcs en Europe. Ils font observer que les offres retenues en 2017/2018 pour une mise en service en 2023/2025 sont un pari sur l’avenir car elles misent sur des éoliennes « nouvelle génération » de très forte puissance (12 à 15 MW) qui ne sont qu’en phase d’industrialisation[10]. Il mentionne également l’effet de masse en matière de coûts de maintenance dont bénéficient les nombreux parcs déjà opérationnels dans le Nord de l’Europe, à l’inverse des parcs français qui ne comptent actuellement aucune éolienne. Enfin, ils soulignent que les conditions de vent comme la nature et la profondeur des fonds des sites d’Europe du Nord diffèrent notablement des reliefs sous-marins français[11] qui génèrent un surcoût[12] pour les projets français.

S’appuyant sur les écarts de prix importants entre les nouveaux tarifs nord européens et ceux des parcs français[13], le gouvernement a présenté en début d’année 2018 un amendement à la loi ESSOC visant à introduire la possibilité de renégocier les tarifs de rachat. Cet amendement a été considéré comme une menace pour l’avenir de la filière avec le risque de retarder le lancement des projets et de diminuer la confiance des investisseurs. Il a également jeté le trouble chez les élus locaux des régions Normandie, Bretagne et les pays de la Loire. Aussi a-t-il été massivement rejeté par le Sénat le 13 mars 2018.

 

Sur fond de désaccord avec la filière, revoir à la baisse de près de 50 % les tarifs de rachat de l’électricité est devenu un véritable challenge pour l’administration française qui se réserve le droit, si les négociations n’aboutissent pas, de remettre en cause les projets déjà attribués. Certes, de nouveaux appels d’offres permettraient de répondre avec des techniques plus abouties, mais elles entraîneraient un retard irrattrapable pour l’offshore français sans parler des victimes collatérales de l’économie éolienne : fabrication de sous-stations électriques, aménagements des ports, etc.

 

Après 3 mois d’âpres négociations, l’Assemblée Nationale a donc adopté le 12 juin 2018 un nouvel amendement sur l’éolien offshore avec un nouveau tarifs d’achat pour les six parcs éoliens offshore attribués entre 2012 et 2014. Le 20 juin, le président de la République a confirmé la réalisation des six parcs éoliens et la réduction du soutien de l’Etat de 15 milliards d’euros[14].

 

Place réduite de l’éolien offshore dans le PPE et déception des professionnels

Pour les industriels d’Europe du Nord, les prix bas annoncés constituent un message au monde politique européen pour renforcer la crédibilité de la filière et s’insérer plus massivement dans la transition énergétique. Ce message n’a visiblement pas été perçu en France où l’éolien offshore ne semble pas considéré comme un levier essentiel pour atteindre les objectifs climatiques de l’Europe à l’horizon 2030.

En effet, la première présentation le 27 novembre 2018 du projet de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) a fait peu de place à l’éolien offshore. Sur la période 2019-2028 les volumes de production accordés à l’éolien offshore sont de 2,4 GW installés en 2023 et de 5,2 GW en 2028 desquels il faut retrancher les 3,5 GW déjà engagé dans les trois appels d’offre de 2012, 2014 et 2016[15]. Plus qu’un vent contraire, il s’agit d’un véritable avis de tempête sur l’éolien offshore car les professionnels voient leurs objectifs réduits de moitié par rapport à leurs recommandations.

Il est certain que, pour l’Etat, la compétitivité de l’éolien offshore dans le mix énergétique reste encore à établir et pose, en filigrane, la question du soutien public à cette filière que l’Etat souhaite minimum. C’est pourquoi, dans le projet détaillé du PPE publié le 25 janvier 2019, l’Etat établit clairement des prix cibles de rachat d’électricité pour la plupart des appels d’offre.

 

« Bataille » décisive de Dunkerque – Renégociation possible du PPE ?

Lancé le 15 novembre 2018, l’appel d’offre[16] pour un champ éolien au large de Dunkerque a mis une pression supplémentaire sur les industriels. En effet, l’Etat français s’est fixé comme objectif un tarif sans subvention et au prix du marché inférieur à 70 euros le MWh. Les candidats n’auront d’autres choix que de démontrer leur compétitivité au travers de propositions attractives et, peut-être, d’ouvrir ainsi la voie vers une meilleure prise en compte de cette énergie renouvelable dans le MIX énergétique français. En effet, une offre inférieure au tarif cible permettrait de diminuer la dépense publique et de reporter ce budget vers d’autres appels d’offre et particulièrement pour l’éolien flottant, parent pauvre du PPE[17].

Parallèlement, l’administration française a décidé de repousser en 2035 au lieu de 2025 la réduction de 50% de la part du nucléaire dans la production d’électricité et de fixer à 40% au lieu des 30% prévus la part d’électricité renouvelable en 2030 dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. L’Etat se voit donc contraint de modifier cette loi du 17 août 2015 où les précédents objectifs étaient inscrits. Or, le décret[18] de la PPE ne pourra être promulgué qu’après le vote de la nouvelle loi sur la transition énergétique. Ce délai – aubaine pour les représentants de la filière éolienne offshore – permettra de lever les incertitudes et, peut-être, de renforcer la part de l’offshore dans l’offre globale des énergies renouvelables.

Cette « bataille » de Dunkerque s’avère donc décisive pour la filière de l’éolien offshore. Soit les industriels de la filière réussissent à démontrer leur capacité à produire une électricité à un coût compétitif sans subvention de l’Etat et alors on n’imagine mal ce dernier ne pas lui donner la place de premier plan qui lui reviendrait légitimement pour atteindre ses objectifs de développement durables. Cette hypothèse offrirait également aux élus locaux de nouvelles perspectives sur leur territoire car il serait dommage que, par lassitude, les régions ne relèvent plus le défi de l’éolien. Soit cette capacité n’est pas démontrée et ce serait alors probablement la fin de grands espoirs.

L’enjeu de ces énergies renouvelables est de réussir à transformer des ressources inépuisables en électricité d’un coût compétitif. L’enjeu majeur réside dans l’innovation technologique. Souhaitons que la PPE soutienne plus franchement l’innovation bas-carbone dans les énergies marines. La course aux brevets est déjà ouverte, la France doit y participer. Les dernières déclarations de François de Rugy[19] venu ouvrir le 7 février 2019 le 20e colloque du Syndicat des énergies renouvelables (Ser) permettent de rester optimiste sur l’avenir de cette filière.

 

Avec une puissance totale de 496 MW, le parc éolien du Tréport par exemple produira en moyenne 2.000 GWh par an, soit la consommation électrique annuelle de quelque 850.000 personnes : les deux tiers de la population de Seine-Maritime.

 

[1] En 2017, le Royaume-Uni : 6 835 MW avec 1 753 éoliennes offshore connectées capable de produire près de 7 GW ; l’Allemagne : 5 355 MW avec 1 169 éoliennes ; le Danemark : 1 266 MW avec 506 éoliennes ; les Pays-Bas : 1 118 MW avec 365 éoliennes ; la Belgique : 877 MW avec 232 éoliennes ; la Suède : 202 MW avec 86 éoliennes.

[2] Données au 1er semestre 2018 de Wind Europe « the European offshore wind industry, key trends and statistics 1st half 22018”.

[3] Premiers textes nés du Grenelle de l’environnement qui fixaient 6000 MW de puissance éolienne offshore pour réaliser l’objectif de 23% d’énergies renouvelables dans le mix électrique en 2020.

[4] Installée au large du Croisic à titre expérimental, la première éolienne flottante de taille modeste (2MW) a commencé à alimenter le réseau électrique le 18 septembre 2018. Il s’agit de démontrer la faisabilité technique, économique et environnementale d’un système flottant en eaux profondes.

[5] Trois consortiums ont été retenus pour une capacité totale de 2916 MW.

Dans le cadre du 1er appel d’offres (2011) :

  • EDF, pour trois parcs éoliens à Courseulles-sur-Mer (14), Fécamp (76) et Saint-Nazaire (44),
  • L’espagnol Iberdrola, pour un parc éolien à Saint-Brieuc (22),

Dans le cadre du 2e appel d’offres (2013) :

  • Engie (ex-GDF Suez), pour deux parcs, l’un au large du Tréport (76), l’autre près de L’Ile-d’Yeu et Noirmoutier (85).

[6] Les six premiers parcs éoliens en mer totalisent une puissance de 2 916 MW et produiront annuellement 10,2 TWh soit près de 2% de la production électrique nationale. Chaque parc est composé de 80 éoliennes d’environ d’une puissance de 6MW et de 60 éoliennes de 8 MW.

[7] Les pays d’Europe du Nord offrent des procédures plus simples et plus courtes (4 à 5 ans contre 8 à 9 ans en France) entre l’attribution des projets et la mise en service du parc. Source : SER – Syndicat des Energies Renouvelables.

[8] Auparavant le candidat à qui l’on attribue un parc n’avait pas la garantie d’obtenir toutes les autorisations. Le décret n° 2018-1204 du 21 décembre 2018 est venu renforcer les simplifications prévues par la loi.

[9] De fortes réductions ont été constatées dans l’éolien offshore. Par exemple, le projet danois de Kriegers Flak en Mer Baltique, le tarif d’achat est de 49,90 €/MWh. Situé à 12km du Danemark, 43 km de la Suède et 37km de l’Allemagne, il s’agira du plus grand parc éolien de Danemark.

[10] Le prototype de l’éolienne offshore la plus puissante du monde avec ses 12 MW, Haliade X, sera finalement implanté et testé à Rotterdam au lieu de Cherbourg. GE a annoncé cette décision, le mercredi 16 janvier. Les délais de recours couraient encore jusqu’à fin mars à Cherbourg, alors qu’ils sont terminés depuis quelques jours aux Pays-Bas.

[11] En Europe du Nord les fonds sont peu profonds, ce qui n’est pas le cas en France ; Cela nécessite des fondations techniquement différentes (à 30 / 40m) ce qui est plus couteux.

[12] Une différence de vitesse de vent de 1 mètre par seconde génère une différence de productible de 15% Source : SER – Syndicat des Energies Renouvelables.

[13] Le prix d’achat moyen de l’électricité produite par l’ensemble de ces parcs est de 190 €/MWh sur 20 ans d’exploitation[13], ce qui correspond aux coûts lors de l’attribution des offres, pour des turbines affichant une puissance de 6 à 8 MW.

[14] La négociation a permis de diminuer de 40% la subvention publique et d’avoir un ajustement des tarifs de rachat de l’électricité produite sur ces parcs de 30%.

[15] Un troisième appel d’offre a été lancé au large de Dunkerque pour une capacité de 400 à 600MW en décembre 2016 (consultation). Le prochain appel d’offre sera lancé en 2020 dans le secteur Manche Est/Mer du Nord qui englobe les littoraux normands et des Hauts de France.

[16] Le lauréat sera désigné au premier semestre 2019

[17] Concernant l’éolien flottant, technologie à un stade de maturité moins avancé, quatre projets de fermes pilotes de 24 MW ont été désignés lauréats d’un appel à projet lancé par l’ADEME en 2017 dans le cadre du Programme d’investissement d’avenir : un en Bretagne sud, trois en Méditerranée (extrait du PPE). Quant aux énergies hydrolienne et houlomotrice, aucun projet n’a été identifié dans le PPE.

[18] La programmation pluriannuelle de l’énergie est un décret et non, comme le souhaiteraient certains parlementaires, une loi programmatique (extrait séance du 30 janvier à l’Assemblée Nationale).

[19] François de Rugy s’est dit prêt à « retravailler sur quelques points » la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour l’éolien en mer. Une évolution « sur les objectifs et les volumes » pour laquelle le ministre de la Transition écologique et solidaire a rappelé deux conditions : fiabilité technologique et compétitivité économique. Il en a ainsi appelé aux acteurs de l’éolien flottant pour « travailler d’arrache-pied avec nous pour baisser les coûts. L’éolien flottant, j’y crois. Il offre un potentiel important ».