Débat public - Éoliennes flottantes au sud de la Bretagne
Des éoliennes flottantes au sud de la Bretagne : discutons-en !
Réponse publiée
Question reçue par carte T posée par Eric DUFOUR
1) Quelle est la rentabilité visée de ce projet pour le contribuable, compte-tenu du surcoût de production du KwH d'origine éolienne par rapport au KwH d'origine nucléaire ou hydraulique ?
2) Comment va-t-on stocker l'énergie produite ainsi ?
Réponse officielle :
Réponse de la maitrise d'ouvrage
Bonjour et merci pour votre question.
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 supportés par le développeur éolien privé qui sera désigné lauréat de l'appel d'offres.
La perspective de prix pour l’électricité produite par le premier projet de 250 MW est de 120€ /MWh (prix cible fixé par la Programmation Pluriannuelle de l’Energie). En supposant que ce 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 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.
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).
Aujourd’hui, l’éolien en mer posé reste l’énergie renouvelable en mer la moins coûteuse, grâce notamment au développement récent de la filière, 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
Concernant la comparaison avec le coût de l’énergie hydroélectrique,
L’hydroélectricité est une énergie renouvelable compétitive en raison d’une importante durée de vie des installations, sous réserve d’investissements réguliers. Les coûts de construction sont élevés (génie civil, équipement, raccordement au réseau), pour des coûts d’exploitation et de maintenance relativement faibles. Les coûts liés aux aménagements à visée environnementale sont de plus en plus significatifs.
De fortes disparités de coûts sont observées, suivant les caractéristiques de l’installation et notamment en fonction de la puissance installée, de la hauteur de chute exploitée et de l'hydrologie du site.
Les coûts unitaires moyens observés sont compris (1) :
- entre 30 et 50 €/MWh pour de grandes installations au fil de l'eau ;
- entre 70 et 90 €/MWh pour les installations de forte puissance et exploitant des hautes chutes ;
- entre 70 et 160 €/MWh pour les installations de plus faible puissance.
La filière hydroélectrique étant une filière mature, des évolutions significatives de ces coûts ne sont pas anticipées.
Concernant la comparaison avec le coût de l’énergie nucléaire,
La Cour des Comptes a réalisé en 2014 (2) une estimation du coût économique complet de production électrique du parc nucléaire existant. Pour une hypothèse de durée de vie des installations de 50 ans, la Cour des Comptes estime ce montant à 61,6 €/MWh.
Par ailleurs, les travaux dits de « grand carénage », travaux de maintenance engagés sur la période 2014-2025 destinés notamment à mettre les installations nucléaires aux normes de sûreté revues après l’accident de Fukushima et à permettre une prolongation de leur fonctionnement au-delà de 40 ans, représentent de l’ordre de 45 Md€2016 pour l’ensemble du parc, soit environ 10 €/MWh.
Ces chiffrent valent pour le parc existant, construit dans la deuxième moitié du 20ème siècle.
Les réacteurs EPR qui pourraient être intégrés dans le mix électrique de demain présentent des caractéristiques économiques différentes. C’est pourquoi le calcul de la Cour des Comptes n’intègre pas dans son chiffrage le coût de revient de l’EPR de Flamanville, et le rapport fait le constat suivant : « au regard de l’importance des coûts de construction [des EPR] par rapport à ceux des réacteurs de la 2ème génération, et même si les EPR sont censés avoir des coûts de fonctionnement moindres, il est probable que leurs coûts de production seront sensiblement supérieurs à ceux du parc actuel. » A titre illustratif, l’accord passé en octobre 2013 entre EDF et le gouvernement britannique pour le projet de Hinkley Point, fixe le prix de vente de l’énergie à 114 €2012/MWh. De même, EDF a indiqué que la construction de trois paires d’EPR3 en France entre 2025 et 2035 coûterait de l’ordre de 45 Md€, hors coûts financiers, si une telle décision était prise.
1 Programmation pluriannuelle de l’énergie, 2019-2028, Ministère de la Transition Écologique et Solidaire, https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf
2 Rapport annuel du Comité de gestion des charges de service public https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/ default/files/Rapport%20annuel%20du%20CGCSPE.pdf
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 stockage de l’énergie produite,
Les infrastructures du réseau public de transport d’électricité local existant (225 et 400 kV) ont la capacité nécessaire pour raccorder la puissance cible envisagée pour les deux parcs éoliens en mer, soit jusqu’à 750 MW. Il est donc prévu que l’énergie produite par les parcs d’éoliennes flottantes soit injectée directement sur le réseau électrique national par l’intermédiaire d’un poste électrique en mer, sans être stockée.
Néanmoins, pour assurer le développement des énergies renouvelables, qui sont variables, sans affecter la sécurité de l’approvisionnement en électricité, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité national, RTE, doit faire preuve d’anticipation et adapter son réseau. Pour cela, l’entreprise développe de nouvelles flexibilités comme l’expérimentation « Ringo », en cours sur 3 sites dans des zones à fort potentiel de production d'énergie renouvelable, en Haute-Vienne, dans les Hautes-Alpes et en Côte d'Or. Le projet vise notamment à favoriser l’apprentissage de la conduite du réseau intégrant des solutions flexibles tierces, utiles avec le développement progressif des énergies renouvelables en France, en mer comme à terre.
Selon les conditions météo (ensoleillement important, vents forts, etc.), la production locale d’électricité éolienne ou solaire peut connaître des pics ponctuels et être trop abondante pour être transportée par le réseau électrique existant. Le surplus d’électricité est alors perdu.
Le projet « Ringo » consiste en l’installation de batteries qui permettront de stocker de manière automatique ce surplus local et de le déstocker ailleurs simultanément. RTE n’est pas un producteur d’énergie, et l’énergie stockée par RTE à un endroit du territoire, doit être injectée, au même moment, ailleurs sur le réseau. On déplace ainsi l’énergie produite dans l’espace du territoire, selon le principe des vases communicants, contrairement à l’utilisation habituelle d’une batterie consistant à utiliser ultérieurement l’énergie stockée. Avec cette expérimentation, RTE participe au développement d’une filière française du stockage.
Pour en savoir plus, nous vous invitons à consulter :
- Site Internet RTE www.rte-france.com/projets
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