Débat public - En mer, en Normandie : de nouvelles éoliennes ?
Débat public sur les futurs appels d'offres d'éoliennes en mer au large de la Normandie
Réponse publiée
Bonjour
Je me pose la question du coup de fonctionnement de telles installation, en effet un parc éolien nécessite une maintenance importante et la durée de vie des installations pose question.
Quels sont les coûts d'installation, de racordement, de maintenance, la durée de vie et les coûts de dementellement face à quels production estimé?
Bref quel sera le coût de cette énergie ?
Réponse officielle :
Réponse de la Direction générale de l'énergie et du Climat (DGEC, Maitre d'ouvrage)
I. Les coûts associés à l’installation d’un parc éolien en mer
Le coût d’un projet éolien comprend les dépenses d’investissement (développement du projet, études, construction des éoliennes et des fondations, installation du parc, raccordement), de fonctionnement (exploitation et maintenance) et de démantèlement. Ces coûts dépendent notamment de la distance entre le parc et la côte, de la profondeur et de la nature des fonds marins, ainsi que des choix technologiques.
Le coût total d’un parc éolien de 1 GW est estimé entre 1,5 et 3 Mds € qui se répartissent ainsi :
- le développement du projet (environ 8 %) ;
- l’investissement (mise en œuvre du projet, construction du parc, environ 70 %) ;
- l’exploitation et à la maintenance (environ 18 %) ;
- le démantèlement (environ 4 %).
1. Investissement
Les investissements nécessaires à la mise en activité d’un parc éolien en mer d’1GW représentent environ 78% du coût total du parc d’1GW, soit un montant compris entre 1,2 et 2,3 milliards d’€ (voir schéma ci-dessus).
Les coûts d’investissement comprennent le développement préalable du projet, y compris la commande d’études scientifiques, qui sont partagées entre l’Etat, RTE et l’entreprise lauréate de l’appel d’offre. Ils comprennent par ailleurs les coûts liés la fourniture des divers éléments du parcs, les travaux de construction, l’assemblage et la mise en service qui sont supportés par l’entreprise lauréate. Finalement, ils incluent le coût du raccordement qu’il incombe à RTE de couvrir. Les coûts liés au raccordement ne représentaient historiquement qu’une part limitée des coûts complets de l’éolien en mer, évaluée entre 10 et 15 % pour les premières procédures de mise en concurrence attribuées en France, soit en moyenne 300 M€[1] par raccordement, sans compter le poste en mer. Le coût du raccordement augmente avec l’éloignement du parc de la côte.
En mer, le coût des turbines est plus élevé que dans le terrestre car celles-ci sont plus puissantes, mais la part de leur coût dans les projets est relativement moindre. Les fondations en mer sont plus coûteuses que sur terre car en acier et elles nécessitent une ingénierie complexe et un design variable en fonction des particularités du sol marin. Le raccordement du parc au réseau d’électricité demande plus de moyens et une technique différente du terrestre.
Cependant, ces investissements sont à mettre en perspective avec le coût de l’électricité produite. Aujourd’hui le coût de production de l’éolien en mer par MWh se situe à un niveau comparable à celui de l’éolien terrestre et du photovoltaïque.
Source: Les principales filières de production d’électricité renouvelable : coûts et impacts potentiels, Fiche #2 “Pourquoi développer l’éolien en mer en France?”, Dossier du maître d’ouvrage, page 3
[1]Les premiers parcs attribués en France ont une puissance de 500 MW.
2. Fonctionnement
Le fonctionnement d’un parc éolien représente environ 18% du coût total du projet soit un montant compris entre 270 millions et 540 millions d’€ pour un parc d’1GW. Les coûts de fonctionnement comprennent entre autres les coûts de maintenance technique, d’exploitation, de logistique, de télécommunication et d’équipement en informatique.
La maintenance du parc est à la charge de l’entreprise exploitante, et la maintenance des infrastructures de raccordement est quant à elle assumée par Rte. Les coûts de maintenance sont plus importants dans l’éolien en mer du fait du coût de mobilisation des bateaux nécessaires à l’intervention au large, mais surtout car les installations nécessitent une maintenance plus fréquente.
3. Démantèlement
i. Démantèlement du parc
Le démantèlement des éléments qui constituent le parc éolien en mer est à la charge de l’exploitant. En effet, dans le cadre d’un appel d’offre pour un projet éolien en mer, les obligations de démantèlement sont inscrites dans le cahier des charges du dialogue concurrentiel, que le lauréat a donc l’obligation de respecter. Elles sont retranscrites dans la convention d’utilisation du domaine public maritime (CUDPM) si le projet est situé en mer territoriale, ou dans l’autorisation unique si le projet est situé en ZEE.
Dès le début du contrat de complément de rémunération, le producteur devra avoir constitué des garanties financières dédiées au futur démantèlement du parc éolien. Ces garanties financières doivent permettre de couvrir l’intégralité des coûts des opérations de démantèlement et coûts des opérations de remise en état, de restauration et de réhabilitation du site, mais également les pénalités applicables en cas de retard dans le calendrier de démantèlement.
Afin de s’assurer de l’adéquation entre le montant des garanties et le prix d’un démantèlement, le cahier des charges précisera un montant par éolienne. Dans le cas de Dunkerque, par exemple, la garantie devra s’élever à 900 000€ par éolienne au terme du contrat de complément de rémunération, et à plus d’un million d’euros par éolienne au terme de la CUDPM.
Si le producteur manque à ses obligations de démantèlement, ou si la société qui constitue le producteur est dissoute ou liquidée avant la fin du démantèlement, l’Etat pourra procéder d’office aux opérations de démantèlement. Il fera appel aux garanties financières du producteur pour ce faire. Le coût du démantèlement du parc est donc entièrement supporté par le porteur de projet et n’est donc pas à la charge des citoyens, même si le porteur de projet fait faillite.
ii. Démantèlement des ouvrages de raccordement
Le démantèlement des ouvrages de raccordement sera pris en charge par RTE, et financé par le tarif d’utilisation du réseau public de transport d’électricité (TURPE).
II. Le rapport entre les coûts et la production d’électricité du parc
1.Production estimée
La durée d’exploitation d’un parc éolien en mer est estimée aujourd’hui entre 25 et 30 ans. Le premier parc éolien en mer, installé en 1991 au large des côtes danoises (parc de Vindeby) a été démantelé en 2017, soit après 26 ans d’exploitation. La durée de vie d’un parc éolien en mer est liée à la durée de vie de ses composants, sur lesquels les industriels travaillent pour améliorer leur fiabilité et allonger leur durée de vie.
En outre, les pays d’Europe du nord qui ont déjà plusieurs décennies de retour d’expérience sur l’éolien en mer travaillent sur le remplacement des installations (repowering), consistant à installer de nouvelles machines sur un site existant. Cela permettrait de limiter les impacts des travaux de déconstruction et de réutiliser les infrastructures qui ont une durée de vie plus longue que l’éolienne proprement dite.
Pour un parc d’1 GW, en supposant que ce parc fonctionnerait l’équivalent de 4 000 heures par an, la production serait de 4000 GWh/an ou 4 millions de MWh/an. Un ménage français a en moyenne une consommation électrique de 5 MWh/an. Un parc d’1GW produirait donc assez d’électricité pour alimenter 800 000 ménages français.
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) est appelé facteur de charge. 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 charges 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 Ecosse, déclare même un facteur de charge record de 58% pour l’année 2019.
2.Le modèle économique des parcs éoliens en mer : prix de vente et complément de rémunération
Pour contribuer à la transition énergétique, l’État a fait le choix de soutenir financièrement le développement des énergies renouvelables, et notamment les énergies renouvelables en mer. Cette aide est apportée sous 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. Ce prix est garanti par les pouvoirs publics, pendant 17 à 18 ans, c’est à dire que l’Etat s’engage à payer la différence entre le coût de vente sur les marchés de l'électricité et ce niveau de prix (soutien public). 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.
Grâce au développement récent de la filière “Éoliennes en mer”, le coût de soutien public par parc éolien en mer décroît fortement années après années. Ainsi, pour le projet au large de Dunkerque, dernier projet ayant fait l’objet d’une procédure de mise en concurrence en France et attribué en juin 2019 à un consortium mené par EDF Renouvelables, le prix de référence fixé par le lauréat est de 44 €/MWh, soit un prix aux alentours du prix de marché actuel. La Commission de Régulation de l’Énergie estime donc que le coût de soutien public pour le projet au large de Dunkerque se situera entre -266 M€ (c’est-à-dire que jusqu’à 266 M€ pourraient être reversés par le lauréat à l’État) et 540 M€.
Le prix cible de l'énergie pour le projet en débat est fixé par la PPE à 60€/MWh mais comme pour le projet de Dunkerque, on peut penser que l’attribution de l’appel d’offres via la nouvelle procédure de dialogue concurrentiel ainsi que la mise à disposition par l’Etat des études de dérisquages contribueront à faire baisser ce prix cible.
Annexes
Annexe n°1 : Le schéma ci-dessous présente la répartition des coûts d’investissement (CAPEX) pour l’éolien en mer par rapport à l’éolien terrestre.
ADEME, Etude sur la filière éolienne française : bilan, prospective et stratégie. Rapport final, page 63, 2017.
Annexe n°2 : Le schéma ci-dessous présente la répartition d’après l’ADEME des coûts de maintenance (OPEX) pour l’éolien en mer par rapport à l’éolien terrestre.
ADEME, Etude sur la filière éolienne française : bilan, prospective et stratégie. Rapport final, page 63, 2017
Sources
● Le dossier du maître d’ouvrage
https://eolmernormandie.debatpublic.fr/images/documents/dmo/DMO-complet.pdf
● Fiche #2 “Pourquoi développer l’éolien en mer en France?” : https://eolmernormandie.debatpublic.fr/images/documents/dmo/fiches/dmo-fiche-2-pourquoi-developper-l-eolien-en-mer-en-france.pdf
● Fiche #9 “Quelles seraient les grandes caractéristiques d’un parc éolien en mer d’1 GW au large de la Normandie, et de son raccordement ?
● Fiche #10 “Le démantèlement d’un parc éolien en mer” ;
● Fiche #12 “Combien coûte un parc éolien en mer en France ? Pourquoi et comment l’Etat a-t-il choisi de soutenir le développement de l’éolien en mer en France” ;
● ADEME, Etude sur la filière éolienne française : bilan, prospective et stratégie. Rapport final, 2017.
https://www.ademe.fr/etude-filiere-eolienne-francaise-bilan-prospective-strategie
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