Débat public - Éoliennes flottantes au sud de la Bretagne

Réponse officielle :

Bonjour et merci pour votre question.

En supposant que le premier parc de 250 MW fonctionnerait l’équivalent de 4 000 heures par an (équivalent à environ 46 % du temps à pleine charge), et en supposant un prix de l’électricité fixé par le lauréat à 120 €/MWh (tarif cible indiqué dans la programmation pluriannuelle de l’énergie) et des prix de marché de l’électricité de 40 €/MWh sur 20 ans, le coût de soutien s’élèverait à 80 M€ par an, soit 1,6 Mds d'€ sur 20 ans (durée pendant laquelle l’Etat s’engage à verser au producteur un complément de rémunération, cf ci-dessous).

L’État a fait le choix de soutenir financièrement le développement des énergies renouvelables, notamment en mer, pour contribuer à la transition énergétique. Cette aide prend la forme d’un complément de rémunération : l’État complète la rémunération perçue par le producteur en vendant son électricité sur le marché, pour atteindre le tarif fixé lors de la procédure de mise en concurrence. Le complément de rémunération est symétrique : dans le cas où les prix de marché de l’électricité sont supérieurs au tarif fixé lors de la procédure de mise en concurrence, le producteur rembourse la différence à l’État. Le complément de rémunération est contractualisé entre le porteur de projet et EDF Obligation d’Achat (EDF OA).

A noter : les fonds versés par EDF OA proviennent actuellement du compte d’affectation spéciale Transition Énergétique (CASTE), alimenté par une partie des recettes des taxes intérieures de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) – qui s’applique notamment aux carburants fossiles essence et diésel, et de la taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC) qui s’applique sur les houilles, lignites et cokes. Cependant, à partir du 1 janvier 2021, le compte d'affectation spéciale sera supprimé (loi de finances 2020) et les fonds versés par EDF OA proviendront donc directement du budget de l'État via le programme n°345 du Projet de Loi Finances intitulé 'service public de l'énergie'. Le complément de rémunération n'a donc pas d'effet sur la facture d'électricité des consommateurs.

Aujourd’hui, l’éolien en mer posé reste l’énergie renouvelable en mer la moins coûteuse, grâce notamment au développement récent de la filière éolien posé, avec en conséquence un coût de soutien public qui décroît fortement :

Ce niveau de soutien peut être amené à diminuer si les prix de l’électricité augmentent, ou si les prix de l’éolien en mer flottant baissaient plus rapidement qu’attendu. Il pourrait à terme également être envisagé des parcs sans subvention publique (hors raccordement) même si l’incertitude relative aux prix de marché à long terme de l’électricité pourrait freiner leur développement lors des premiers parcs.

Depuis la fin des années 2000, le développement des parcs éoliens en mer se fait à un rythme soutenu et continu en Europe. La technologie a également connu de nombreux progrès : la puissance unitaire des éoliennes installées a ainsi été multipliée par trois entre 2010 et 2017. Les coûts de ces parcs ont fortement diminué du fait des progrès technologiques, de la structuration de filières industrielles et par des effets d’échelle.

La technologie flottante est plus récente et donc moins éprouvée que celle de l’éolien en mer posé.

Toutefois, les acteurs du secteur prévoient une baisse rapide des coûts avec l’accélération du développement commercial de l’éolien flottant, convergeant ainsi vers ceux de l’éolien posé dans les prochaines années.

Source : BVG associates, tiré de la Fiche #13 du dossier du maître d'ouvrage

Pour plus d'informations, nous vous invitons à consulter :

• La Fiche #8 du dossier du maître d'ouvrage : "Pourquoi et comment l’État a-t-il choisi de soutenir le développement de l’éolien en mer en France ?"
• La Fiche #13 du dossier du maître d'ouvrage : "Combien coûte un parc éolien flottant en France?"

Sources:

1 Katsouris G., Marina A., Cost Modelling of Floating Wind Farms, ECN, mars 2016: https://publicaties.ecn.nl/PdfFetch.aspx?nr=ECN-E--15-078

2 Organisme de recherche indépendant : https://www.tno.nl/

Concernant le coût et la rentabilité du projet,

Il n’existe pas de parc commercial flottant en activité, mais des simulations de coûts ont été réalisées, notamment par le centre de recherche ECN (maintenant part de TNO) aux Pays-Bas. Ces évaluations déterminent le coût d’un projet éolien en mer flottant compris entre 600 et 700 M€ environ pour 250 MW (hors raccordement au réseau de transport). Ces coûts d'investissements seront entièrement pris en charge par le développeur éolien privé qui sera désigné lauréat de l'appel d'offres.

La durée d'amortissement du projet dépend de l'investissement final engagé par le développeur éolien privé. Pour les premiers projets éoliens en mer posés attribués en France, nous estimons en nous basant sur la décision finale d'investissement et les données fournies par les développeurs éoliens lauréats, qu'ils auront remboursés leurs dettes dans un délais compris entre 16 et 20 ans.

Concernant le facteur de charge,

Le facteur de charge est le rapport entre le nombre d’heures de fonctionnement en équivalent pleine puissance et le nombre d’heures de fonctionnement théorique dans l’année (8 760 h). En d’autres termes, il s’agit du ratio entre l’énergie que produit l’éolienne sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite durant cette période si elle avait constamment fonctionné à puissance nominale (c’est-à-dire la puissance la plus élevée qu’une unité de production peut délivrer).

Le facteur de charge est variable d’une année à l’autre, puisqu’il dépend des régimes de vent. Selon WindEurope, les facteurs de charge annuels des parcs éoliens en mer en Europe en 2017 étaient compris entre 29 % et 48 %, selon la méthodologie utilisée. En 2018, le facteur de charge moyen de l’ensemble des parcs en mer du Nord en fonctionnement était évalué à 37 % . Les perspectives de facteurs de charge des parcs éoliens en mer en développement sont cependant nettement supérieures, de l’ordre de 45 % compte tenu des progrès technologiques. Siemens-Gamesa, exploitant le parc éolien en mer de Hywind en Écosse, déclare même un facteur de charge record de 58 % pour l’année 2019.

Pour une installation de 250 MW d’éoliennes en mer, la quantité d’énergie produite sera de près de 1 TWh/an, pour un fonctionnement annuel équivalent à environ 4 000 heures à pleine puissance, en prenant l'hypothèse d'un facteur de charge de l'ordre de 45%.

Concernant le bilan carbone,

Nous ne disposons pas encore de bilan carbone établi pour les parcs éoliens flottants de taille commerciale puisqu’aucun projet équivalent n’a encore été développé en France. Toutefois, le bilan carbone des parcs pilotes est fourni dans leur étude d’impact :

– Éoliennes flottantes de Groix et Belle-Île : le bilan des émissions de gaz à effet de serre présenté dans l’étude d’impact donne une valeur de 36,4 g éqCO2 /kWh ;

– EolMed - Gruissan : l’analyse du cycle de vie du projet EolMed - Gruissan dans son ensemble (fabrication, construction, exploitation et démantèlement) a révélé que les émissions de gaz à effet de serre seront de l’ordre de 47,3 g éqCO2 /kWh d’électricité en entrée de réseau RTE ;

– Eoliennes flottantes dans le golfe du Lion : sur les vingt années d’exploitation de la ferme pilote, le facteur d’émission du projet atteint de 24,1 g éqCO2 /kWh. Le temps de retour climatique atteint 5,95 années.

Ainsi, pour les fermes pilotes, d’après les chiffres connus, le facteur d’émission est de l’ordre de 36 g CO2 éq/ kWh. Toutefois, on observe une forte variabilité (plage de variation de 11 g CO2 éq/kWh) qui s’explique par les différentes technologies utilisées pour les flotteurs et les ancrages. Ces données sont néanmoins à manier avec précaution en raison du caractère expérimental des parcs pilotes. En effet, du fait de leur petite taille et de leur faible puissance, les parcs pilotes d’éoliennes flottantes auront un impact carbone plus important que les futurs parcs commerciau

À titre de comparaison, le facteur d’émission des productions électriques renouvelables en France est estimé par l’ADEME à :

– 14,1 g éqCO2 /kWh pour l’éolien terrestre ;

– 56 g éqCO2 /kWh pour le photovoltaïque.

Pour les énergies fossiles, le facteur d’émission en France est estimé à :

– 418 gCO2 /kWh pour une centrale à gaz ;

– 1 058 gCO2 /kWh pour une centrale à charbon ;

– 6 g éqCO2 /kWh pour une centrale nucléaire (à noter : les phases de démantèlement et de fin de vie des ouvrages ne sont pas intégrées dans les facteurs d’émission retenus).

Ainsi, le bilan carbone de l’éolien en mer posé s’avère donc relativement faible par rapport à l’ensemble de production d’électricité

Concernant le recyclage

Comme le prévoit le Code de l’environnement, tous les composants rapportés à terre sont démantelés en éléments réutilisables, recyclables ou éliminables.

Le démantèlement des éoliennes flottantes s’effectuant à terre, au port, la récupération des terres rares et autres matériaux critiques contenus dans les turbines est facilitée, ce qui doit permettre d’aboutir à un recyclage quasi intégral1 :

• les parties métalliques comme le mât et le rotor constituent plus de 90 % du poids des éoliennes : leur recyclage est déjà organisé dans les filières existantes. L’acier notamment se recycle très bien, la demande étant en constante augmentation ;
• le défi le plus important sur le recyclage des éoliennes concerne les 10 % restants, notamment des pales des éoliennes en mer, qui sont faites en matériaux composites.

Elles peuvent alors être broyées et valorisées comme combustible dans les cimenteries, en remplacement des carburants fossiles traditionnellement utilisés. Les cendres servent ensuite de matière première dans la fabrication du ciment. Cette technologie limite donc la production de déchets. Une autre possibilité consiste à utiliser le broyat de pales pour fabriquer de nouveaux matériaux composites. C’est notamment la solution mise au point par l’université de Washington en collaboration avec General Electric (GE) et Global Fiberglass Solutions Inc (GFSI) de Seattle. Le produit obtenu à partir du broyage des pales serait aussi résistant que les composites à base de bois.

De très nombreux usages peuvent être envisagés comme des dalles de sol, des glissières de sécurité le long des axes routiers, des plaques d’égout, des skateboards, des meubles ou des panneaux pour le bâtiment. En moins d’un an, GFSI a recyclé 564 pales selon cette méthode, et l’entreprise estime qu’elle pourrait transformer en produits utiles plus de 20 000 tonnes de déchets de matériaux composites dans les deux années à venir.

Des travaux sont en cours pour optimiser le recyclage des parcs éoliens en mer. L’industrie éolienne réalise ces études aux côtés d’autres filières qui utilisent beaucoup les matériaux composites, comme l’aviation et le nautisme.

Pour en savoir plus, nous vous invitons à consulter :

• La fiche #11 : « Quel est le bilan carbone d’un parc éolien flottant ? »
• La Fiche #17 du dossier du maître d’ouvrage : «Comment se fait le démantèlement d’un parc éolien flottant ? »

Sources :

• https://www.bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?conventionnel.htm
• Étude d’impact de la ferme pilote EolMed – Gruissan : ferme pilote d’éoliennes flottantes et son raccordement au réseau public d’électricité
• Étude d’impact de la ferme pilote « Éoliennes flottantes du golfe du Lion »