Débat public - EOS

Réponse officielle :

Réponse de la maîtrise d'ouvrage :

a) Les zones identifiées ont une superficie importante. Quelle sera la surface réellement utilisée par les parcs et leur extension ?

La taille de chaque parc de 250 MW devrait être d’environ 50 km2 et celle de chaque parc de 500 MW de l’ordre de 100 km2.

L’État attend cependant du débat public qu’il l’aide à identifier des zones de 100 à 200 km2 pour les parcs de 250 MW et de 200 à 400 km2 pour les parcs de 500 MW au sein desquelles, si la décision de poursuivre le projet était prise, seront notamment menées des études techniques et concertations post-débat public avec les acteurs, permettant d’aboutir à terme aux superficies d’environ 50 et 100 km2 annoncées ci-dessus.

b) Les distances à la côte proposées varient beaucoup sur la zone: qu'est-ce qui limite les zones d'être étendue plus loin au large ? Pourquoi proposer une limite de la zone vers la côte à moins de 20 km alors que plus on est proche de la côte et plus la visibilité est forte et plus il y a d'oiseaux et de poissons et d'activité humaines ?

Au nord et à l’ouest, les macro-zones sont contraintes par un éloignement de la côte afin de répondre aux enjeux paysagers depuis la côte, aux enjeux environnementaux et d’usages multiples de la zone côtière, ainsi que par le réseau très basse altitude de l’aviation.

Au sud et à l’est, elles sont contraintes par la profondeur des fonds et la présence des têtes de canyons qui sont des « hots spots » de biodiversité. Les limites des zones ont été ainsi positionnées en retrait de ces têtes de canyons (zone tampon de 2 milles marins de large en deçà de l’isobathe des 150 mètres).

Les macro-zones soumises au débat public sont issues de plusieurs processus de caractérisation technique de la zone et de concertation des acteurs concernés et du public. Depuis 2010, différentes études ont été faites pour définir les meilleures zones d’implantation possibles pour le projet. Elles tiennent compte des contraintes techniques, réglementaires et de Défense, ainsi que des enjeux liés à la pêche, à l’environnement, au transport maritime, à la plaisance et à la filière de l'éolien.

Sur la base d’une première étude réalisée en 2010, le Cerema a cartographié en 2015, puis actualisé en 2018, le potentiel de l’éolien en mer en France métropolitaine, à partir de critères conditionnant la faisabilité technique et économique d’un parc éolien en mer.

En 2018, les préfets coordonnateurs de façade ont engagé un travail de concertation au sein de la commission spécialisée « éolien flottant » du Conseil maritime de façade (CMF). Cette concertation a permis d’identifier quatre « macrozones » pour le développement de l’éolien flottant commercial, basées sur les contraintes techniques, réglementaires et de défense, et prenant en compte les enjeux liés à la pêche, à l’environnement, au transport maritime, à la plaisance et à la filière de l’éolien

Le processus de concertation s’est poursuivi dans le cadre de l’élaboration de la stratégie de façade maritime. Un état des lieux des enjeux et activités a été effectué et des objectifs de développement de l’éolien ont été discutés avec les acteurs locaux réunis au sein du CMF. La concertation menée dans le cadre du CMF pour élaborer le Document Stratégique de Façade (DSF) a ainsi permis de mieux inscrire les macro-zones au sein des zones de vocation du DSF, dans une approche intégratrice de l’ensemble des enjeux.

c) Quel est l'impact économique à l'éloignement des parcs ?

En ce qui concerne le raccordement, le positionnement du poste en mer se fait en recherchant un optimum technico-économique entre le coût du raccordement et le coût des parcs. Si le parc est éloigné des côtes, le poste en mer l’est aussi. Il serait alors positionné dans des eaux plus profondes, et les liaisons sous-marines chargées d’amener l’énergie produite à terre seraient plus longues.

Pour le poste en mer, plus la profondeur d’eau sera importante, plus la sous-structure du poste en mer posé sur le fond marin devra être imposante et donc coûteuse, voire difficile à construire. La technologie de poste électrique en mer flottant pourrait bénéficier d’avancées techniques dans les prochaines années, mais cette technologie n’est pas encore mature.

Pour les liaisons sous-marines, plus elles sont longues, plus il est nécessaire de par leurs propriétés électrotechniques de mettre en place des dispositifs de compensation pour éliminer l'énergie réactive créée par la circulation du courant dans les câbles et favoriser le transport de l’énergie active, propre aux usages. Aux coûts de fourniture et d’installation des câbles sous-marins s’ajoute donc le coût de moyens de ces dispositifs de compensation supplémentaires à terre et sur le poste en mer (fourniture et installation de matériels à très haute tension, dimensionnement du poste en mer et de compensation à terre, …). Le calcul de cette compensation est complexe et nécessite une connaissance de l'ensemble des paramètres du raccordement.

Pour ce qui du parc en lui-même, cela entrainera un surcoût des longueurs de chaines d'ancrages, et également un surcoût à la maintenance en raison de trajets plus longs depuis la base de maintenance.