Débat public - Éoliennes flottantes au sud de la Bretagne

Réponse officielle :

Réponse de la maîtrise 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 Commission de régulation de l'énergie sera chargée de vérifier que les tarifs proposés par les candidats de l'appel d'offres correspondent à un niveau de rentabilité juste et adéquat.

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 de 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.

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

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 l’impact environnemental des champs électriques générés par les câbles sous-marins :

Comme indiqué à la page 41 du Dossier du Maitre d’ouvrage (DMO), les liaisons électriques sous-marines, de par leur disposition constructive (présence d’un écran métallique coaxial extérieur relié à la terre) n’émettent pas de champ électrique direct mais émettent un champ magnétique dans la gamme de fréquence de 50 Hz. La fiche n°4 accompagnant le DMO précise en page 3 qu’une étude bibliographique récente de l’Ifremer parue en 2019 conclut que les expériences in situ n’identifient pas d’effet significatif des champs électriques et magnétiques (on parle alors de champs électromagnétiques) sur la faune benthique et halieutique. Les liaisons électriques sous-marines existantes ne constituent pas une barrière au mouvement pour les espèces étudiées. Les impacts potentiels de l’électromagnétisme sur la faune marine sont jugés mineurs par la communauté scientifique.

Toutefois, des études complémentaires sont nécessaires afin d’approfondir les connaissances et lever certaines incertitudes.

(L’étude IFREMER de 2019 repose sur un corpus de 58 rapports internationaux, 100 articles scientifiques parus entre 1982 et 2019, 6 livres ou chapitres de livres, 4 thèses, d’un avis officiel émis par l’IFREMER et le contenu du site internet https://tethys.pnnl.gov)

Il existe donc une étude bibliographique robuste sur le sujet qui a suscité la mise en place de nouvelles études de recherche en laboratoire et in situ auxquelles RTE contribue en partie afin d’approfondir les connaissances en la matière.

A titre d’exemple, on peut citer :

OASICE : cOquille Saint-JAcques, outil de Surveillance de l'Impact des Câbles Electriques

APPEAL : Approche socio-écosystémique de l’impact des parcs éoliens flottants

SPECIES : Interactions des câbles sous-marins avec le benthos et suivis associés

Ces études sont consultables sur le site internet de France Energies Marines.

Enfin, une récente étude menée en laboratoire a permis de démontrer l’innocuité des champs magnétiques sur les juvéniles de homards. Une étude similaire est en phase de démarrage en laboratoire afin de suivre l’exposition des juvéniles de poissons à différents niveaux de champs électromagnétiques sur leur croissance, leur comportement et leur fitness.

Concernant votre interrogation sur le coût du raccordement au réseau terrestre qui sera pris en charge par RTE :

Les couts liés au raccordement représentent historiquement une part limitée des couts complets de l’éolien en mer évaluée entre 10 et 15 % pour les premières procédures de mise en concurrence attribuées en France, soit à titre indicatif, en moyenne 300 M€ par raccordement.

La variabilité est grande d’un projet à l’autre et ces chiffres ne présument pas du cout prévisible de ce projet, dans un sens comme dans l’autre. Les futurs parcs éoliens en mer flottants pourraient être situés à des distances bien plus éloignées des côtes que les parcs éoliens en mer posés issus des premières procédures de mise en concurrence ; le coût de raccordement unitaire de ces futurs parcs sera donc en moyenne supérieur.

Ces coûts dépendent notamment de la distance entre le parc et la côte, de la nature des fonds marins et de la bathymétrie, tant pour la plateforme en mer (qui accueillera un poste de transformation électrique) que pour la pose des liaisons électriques souterraines (1 par tranche de 250MW de production installée), ainsi que des choix technologiques qui seront à retenir.

Par ailleurs, lorsque la distance augmente, des moyens de compensation supplémentaires de l’énergie réactive à terre et/ou en mer doivent être installés.

Le coût du projet breton dépendra donc étroitement de la distance à la côte du futur parc. A titre illustratif, si le poste en mer était situé à 30 km des côtes, la part du raccordement représenterait environ 25 % du coût du parc (sur la base des hypothèses de coût du parc évoquées plus haut), tandis que s’il était situé à 50 km, la part du raccordement pourrait atteindre 30 % ou plus.

Cependant, la mutualisation du raccordement pour plusieurs parcs éoliens proches les uns des autres permettrait des gains significatifs sur les coûts globaux de raccordement. Pour le présent projet, la solution du raccordement mutualisé est privilégiée par l’Etat. Cela signifie que le parc de 250 MW et le parc ultérieur allant jusqu’à 500 MW partageraient les mêmes infrastructures de raccordement. Ils s’inscrivent ainsi dans une dynamique permettant, par la planification, de réduire l’impact environnemental des parcs éoliens en mer et les coûts de raccordement. Il y aurait alors une unique plateforme électrique en mer et des opportunités de mutualisation des traces et des atterrages.

Les ouvrages construits par RTE sont financés par le tarif d’utilisation du réseau public de transport d’électricité (TURPE).

Pour en savoir plus, nous vous invitons à consulter :

• La fiche #4 du dossier du Maître d’ouvrage : « Quelques notions sur l’énergie électrique »
• La Fiche #13 du dossier du Maitre d’ouvrage : « Combien coûte un parc éolien flottant en France ? »
• site www-france-energies-marines.org
• étude IFREMER synthèse des connaissances sur les impacts des câbles électriques sous-marins : archimer.ifremer.fr