Débat public - Éoliennes flottantes au sud de la Bretagne

Réponse officielle :

Réponse de la maîtrise d'ouvrage :

Bonjour et merci pour votre question.

Concernant l’indemnisation des pêcheurs,

La France a mis en place une taxe spécifique aux éoliennes en mer situées sur le domaine public maritime (à moins de 12 nq des côtes). Cette taxe annuelle est acquittée par l’exploitant de l’unité de production d’électricité. Elle est définie sur le nombre de mégawatts installés dans chaque unité de production d’électricité. Sur le domaine public maritime, le tarif annuel de la taxe est fixé en 2019 à 16 301 € par mégawatt installé et évolue chaque année comme l’indice de valeur du produit intérieur brut total1. Pour un parc éolien de 250 MW installé sur le domaine public maritime, le montant annuel de la taxe acquittée par l’exploitant de l’unité de production serait de 4 M€ en 2019. 

Le produit de la taxe est affecté au fonds national de compensation de l’énergie éolienne en mer. Les règles de répartition des ressources de ce fonds sont définies par l’article 1519 C du code général des impôts et par le décret no 2012-103 du 27 janvier 2012 relatif à l’utilisation des ressources issues de la taxe instituée par l’article 1519 B du code général des impôts :

- 50 % aux communes littorales d'où les installations sont visibles,

- 35 % aux comités des pêches maritimes et élevages marins,

- 5% sont affectés au financement de projets concourant au développement durable des autres activités maritimes,

- 5% sont affectés, à l'échelle de la façade maritime, à l'Office française pour la biodiversité,

- 5% sont affectés aux organismes de secours et de sauvetage en mer agréés par l'autorité administrative.

Pour un parc de 250 MW, cette portion du revenu de la taxe correspondrait à 209 875 € par an en 2019. 

A ce jour, il n'y a pas de taxe pour l'installation et l'exploitation d'éoliennes en zone économique exclusive. Toutefois, à l'instar d'autres activités, il serait possible d'instaurer une taxe pour l'exploitation d'éoliennes. Par exemple, l'extraction de granulats marins dans la zone économique exclusive et sur le plateau continental est soumis à la taxe générale sur les activités polluantes, conformément à l'article 266 sexies du code des douanes.

En ZEE, une installation d'éoliennes est assujettie au paiement d'une redevance annuelle au profit de l'Office Français de la Biodiversité. Cette redevance tient compte des avantages tirés de l'exploitation des ressources, de l'impact environnemental de l'activité ainsi que du risque pour l'environnement.

Concernant la surface du parc,

La zone d’étude en mer recouvre une superficie de 1 330 km². À l’est et à l’ouest, elle est contrainte par des zones d’exercices de tir de la Marine nationale.

Le débat public doit aboutir à l’identification d’une zone préférentielle d’environ 600 km² au sein de cette zone d’étude afin d’accueillir d’abord un premier parc éolien de 250 mégawatts (MW) puis un second parc d’une puissance pouvant aller jusqu’à 500 MW. Cette zone préférentielle sera ainsi découpée en deux parties : l’une de 200 km² pour 250 MW et 400 km² pour 500 MW au maximum.

Dans un second temps, la zone de 200 km² fera l’objet d’échanges complémentaires avec les parties prenantes (lauréat de l’appel d’offres, RTE, les acteurs de la mer, préfecture maritime, préfectures, élus, associations, citoyens, etc.), jusqu’à la détermination de l’emplacement exact des éoliennes. Celles-ci occuperont in fine une surface d’environ 50 km² pour le premier parc attribué à un développeur éolien0. Une procédure similaire sera engagée pour le second parc, le cas échéant attribué à partir de 2024, pour aboutir à une emprise de l’ordre de 100 km².

Concernant les impacts sur le benthos,

Les caractéristiques précises du projet n’étant pas encore connues, il est impossible d’évaluer précisément ses impacts. Les études permettant de caractériser l’état actuel de l’environnement seront menées par l’État et par RTE sur les zones maritimes et terrestres retenues à l’issue du débat public. L’évaluation environnementale du projet décrite dans l’étude d’impact sera ensuite réalisée par le lauréat de l’appel d’offre et RTE.

Au stade actuel, il est possible de définir un risque d’effets, c’est-à-dire le risque que le projet affecte une espèce ou un habitat présents. Le ministère de la Transition écologique et RTE ont mandaté, des bureaux d’études (TBM environnement et Géonomie) pour définir et spatialiser ces risques d’effet en s’appuyant sur les études et données existantes. Cette étude a été validée par les établissements publics compétents : l’Office français pour la biodiversité (OFB) et l’Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer (Ifremer).

Impacts connus sur les fonds marins

La construction du parc donne lieu à une perte ou une modification des habitats benthiques (fond marin) dont l’impact dépend du type de travaux et de la nature du sol.

Plusieurs technologies de flotteurs et d’ancrages existent actuellement : la plateforme semi-submersible à lignes d'ancrage libres, la barge à ligne d'ancrage libres, la plateforme à lignes d'ancrage tendues. Les ancres peuvent être de différentes technologies : ancre de type marine, corps-mort, ancre à succion. Les chaines d'ancrage sont généralement en acier mais d'autres types de matériaux pourraient être utilisés, comme le nylon.

Pour aller plus loin, nous vous invitons à consulter :

- la Fiche #9.1 du document du maître d’ouvrage «L’Environnement»

- la Fiche #10 «En quoi consiste la démarche «éviter, réduire, compenser ? »

- L’étude bibliographique

Concernant le coût 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.

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).

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.

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.

Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques est actuellement assuré par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » qui est alimenté par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : 

• une partie des recettes des taxes intérieures de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) qui s’applique notamment aux carburants fossiles, essence et diésel ; 
• une partie de la taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC) qui s’applique sur les houilles, lignites et cokes. 

Cependant, le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » va être supprimé à compter du 1er janvier 2021, suite au vote du projet de loi finances 2020. Les fonds utilisés pour financer les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en électricité ou gaz proviendront donc directement du budget de l’État. Cela signifie que les recettes des taxes sur les produits intensifs en CO2 ne seront plus directement liées au financement des énergies renouvelables car versées au budget général de L’État. Ce découplage entre les subventions aux énergies renouvelables et les taxes sur les produits énergétiques intensifs en carbone n'aura néanmoins pas d'incidence sur la facture d'électricité des consommateur.

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?"

Concernant l’impact carbone,

Le bilan carbone d’un parc éolien en mer mesure la quantité de gaz à effet de serre émis pendant toute la durée de vie du parc, depuis sa conception jusqu’à son démantèlement à l’issue de son exploitation : cela comprend notamment les émissions de gaz à effet de serre liées à la fabrication des composants du parc éolien, au transport de ces composants et à leur installation, à l’exploitation et à la maintenance du parc, puis à son démantèlement, y compris à la remise en état du site et au traitement des éléments en fin de vie.

Le bilan carbone est exprimé en tonnes équivalent CO2 . L’expression « équivalent en dioxyde de carbone » (en abrégé : équivalent CO2 ou éqCO2 ) est définie par la Commission d’enrichissement de la langue française en 2019 comme la « masse de dioxyde de carbone qui aurait le même potentiel de réchauffement climatique qu’une quantité donnée d’un autre gaz à effet de serre ». Il vise à calculer un indicateur, le facteur d’émission, qui indique la quantité de CO2 émise par un kWh d’électricité produite par le parc (exprimé en gramme d’équivalent CO2 par kWh produit, g éqCO2 / kWh). Cet indicateur permet des comparaisons entre différents dispositifs de production d’électricité.

L’objectif du bilan carbone est également de calculer le temps de retour du parc, c’est-à-dire le nombre d’années au-delà duquel le parc aura totalement compensé les émissions de gaz à effet de serre dont il est ou sera l’origine. Pour les premiers parcs éoliens en mer posés français le temps de retour prévisionnel est de de 4,5 à 6 ans, sur la base des informations disponibles dans le bilan carbone du parc réalisé par les porteurs de projet.

Concernant le bilan carbone d’un parc éolien en mer flottant

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 commerciaux.

Pour en savoir plus, nous vous invitons à consulter :

• La fiche #11 : « Quel est le bilan carbone 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 »