Énergie éolienne en France

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Article principal : Énergie éolienne.
Éoliennes sur la falaise à Fécamp, Pays de Caux, Normandie.
Alignement de 14 éoliennes dans les champs à La Rue-Saint-Pierre (Oise, France).

Le secteur de l'énergie éolienne en France a pris progressivement de l'importance : en 2017, il fournissait 4,5 % de la production d'électricité du pays, et la France se plaçait en 2017 au 4e rang européen pour la production d'électricité éolienne, loin derrière l'Allemagne, l'Espagne et le Royaume-Uni.

Pour la puissance installée, elle était fin 2017 au 4e rang européen et au 7e rang mondial, et la puissance installée par habitant du parc éolien français se situait au 14e rang en Europe.

Les entreprises du secteur totalisaient 15 990 emplois directs en 2016, pour un chiffre d'affaires de 4,5 milliards d'euros, dont 60 % dans l'exploitation et la maintenance ; cependant 95 % des éoliennes installées en France jusqu'à mai 2014 provenaient de fabricants étrangers, et il n'existe plus de fabricant français d'éoliennes ; ceci pourrait évoluer grâce aux parcs éoliens en mer, dont les matériels devraient être en partie construits en France.

Histoire[modifier | modifier le code]

L'utilisation de l'énergie du vent est ancienne et elle était très courante en France dans les régions sèches et ventées, en particulier le long des côtes. Elle était utilisée, soit dans des moulins pour moudre des céréales et presser des huiles, soit dans des éoliennes pour pomper de l'eau destinées à la boisson ou à l'irrigation. En raison de l'instabilité du vent, ce sont les moulins à eau qui étaient utilisés pour l'industrie, par exemple dans la sidérurgie pour actionner des meules et des martinets.

Les moulins à vent et les éoliennes ont été tous remplacés au XXe siècle par des minoteries mues par des machines à vapeur et par des pompes électriques.

Il existait deux moyens connus pour stocker de façon stable l'énergie très irrégulière et mal prévisible du vent : l'une consistait à faire tourner une grosse meule de pierre ou de fonte tenant lieu de volant d'inertie, l'autre consistant à pomper de l'eau et à la remonter dans un lac de retenue alimentant un cours d'eau avec un moulin à eau (ou actuellement une turbine).

Pour diverses raisons propres à la géographie de la France, à ses nombreuses ressources énergétiques renouvelables encore peu exploitées, et à l'efficacité de son service public de l'énergie, la production de l'électricité par éolienne ne date en France que de quelques dizaines d'années.

Potentiel éolien[modifier | modifier le code]

La taille et la position géographique de son territoire donnent à la France le deuxième potentiel éolien européen après celui de la Grande-Bretagne[A 1].

L'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) fournit une carte du gisement éolien français[A 1] : les zones terrestres régulièrement et fortement ventées se situent sur la façade ouest du pays, de la Vendée au Pas-de-Calais, en vallée du Rhône et sur la côte languedocienne ; elle donne aussi une estimation du potentiel éolien offshore français : 30 000 MW[A 2].

Le potentiel exploitable à terre est fortement réduit par diverses contraintes, en particulier par l'obligation d'éviter les zones d'exclusion imposées par le ministère des Armées pour les radars ou l'entraînement à très basse altitude, ainsi que les zones écologiquement protégées, les périmètres historiques, et l'obligation de construire à plus de 500 mètres des habitations. Ainsi en Bretagne, où l'habitat est dispersé, seul 4 % du territoire est éligible à l'éolien[1].

Production d'électricité éolienne[modifier | modifier le code]

Éoliennes d'Avignonet-Lauragais.

La production des éoliennes a atteint 24,0 TWh en 2017, en progression de 14,8 % par rapport à 2016, année où les conditions météorologiques avaient été peu favorables, les mois de septembre et décembre ayant été peu venteux ; sa part dans la production nationale nette d'électricité s'est élevée à 4,5 %, et sa part dans la production d'électricité renouvelable a été de 27 %[2].

En 2017, la production éolienne de 24 TWh classait la France au 4e rang en Europe, loin derrière l'Allemagne : 104,9 TWh, l'Espagne : 49,1 TWh et le Royaume-Uni : 45,5 TWh[3].

Au niveau mondial, la France se classait en 2015 au 9e rang avec 2,5 % de la production éolienne mondiale, loin derrière les États-Unis (23,0 %) et la Chine (22,2 %) ; en termes de puissance installée, elle se classait au 8e rang,et au 7e rang pour la part de l'éolien dans la production d'électricité : 3,7 % contre 17,6 % en Espagne, 12,2 % en Allemagne et 11,9 % au Royaume-Uni[4].

Production d'électricité éolienne en France[5]
Année Production (GWh) Accroissement Part prod.élec.
2000 48 0,009 %
2005 962 0,2 %
2006 2 182 +127 % 0,4 %
2007 4 070 +87 % 0,7 %
2008 5 694 +40 % 1,0 %
2009 7 912 +39 % 1,5 %
2010 9 945 +26 % 1,7 %
2011 12 051 +21 % 2,1 %
2012 14 914 +24 % 2,6 %
2013 16 034 +7,5 % 2,8 %
2014 17 249 +7,6 % 3,1 %
2015 21 249 +23,2 % 3,7 %
2016[2] 20,9 TWh −1,6 % 3,9 %
2017[2] 24 TWh +14,8 % 4,5 %

En 2016-17 (juillet 2016-juin 2017), le taux de couverture de la consommation par la production éolienne s'élevait à 4,15 %[n 1] ; en comparaison, cinq pays européens dépassent 15 %, en particulier le Danemark avec 41,2 %, et le taux de couverture moyen en Europe atteignait 9,3 %[6]. Ce taux varie fortement selon la région :

Taux de couverture de la consommation (TCC) par la production éolienne[7]
Région TCC
en 2014
TCC
en 2015
TCC
en 2016
TCC
en 2017
Grand Est 8,8 % 11,5 % 10,2 % 12,1 %
Hauts-de-France 7,1 % 9,7 % 9,4 % 11,1 %
Centre-Val de Loire 8,9 % 10,4 % 9,2 % 10,2 %
Occitanie 6,3 % 6,5 % 7,0 % 8,2 %
Bretagne 6,4 % 7,7 % 6,4 % 7,1 %
Bourgogne-Franche-Comté 1,8 % 3,3 % 3,4 % 5,1 %
Pays de la Loire 4,1 % 4,7 % 4,4 % 5,1 %
Normandie 3,7 % 4,5 % 4,0 % 4,6 %
Nouvelle-Aquitaine 2,0 % 2,2 % 2,0 % 2,7 %
Corse 1,5 % 1,1 % 1,5 % 1,8 %
Auvergne-Rhône-Alpes 1,2 % 1,2 % 1,3 % 1,5 %
Provence-Alpes-Côte d'Azur 0,26 % 0,26 % 0,3 % 0,3 %
Île-de-France 0,05 % 0,08 % 0,1 % 0,1 %
Total France 3,7 %[P 1] 4,5 %[8] 4,3 %[2] 5,0 %[2]

Variabilité - facteur de charge[modifier | modifier le code]

Les éoliennes fonctionnent environ 80 % du temps mais avec une puissance très variable (puissance réelle située entre 0 et 100 %) ; par exemple, en 2017, la puissance éolienne maximale s'est élevée à 11 075 MW le 30 décembre à 13 h 30, avec un facteur de charge de 81,8 % ; mais la puissance moyenne mensuelle observée est restée entre 2 400 MW et 2 900 MW, alors que la puissance installée atteignait 13 559 MW fin 2017 ; le taux d'utilisation (facteur de charge) de cette puissance (puissance moyenne/puissance nominale) a été en moyenne de 21,7 % en 2011, 24 % en 2012, 23,2 % en 2013, 22,6 % en 2014, 24,5 % en 2015, 22,0 % en 2016 et 21,6 % en 2017 (33,2 % en décembre et 13,1 % en août)[2].

Alors que le taux moyen de couverture de la consommation française d'électricité par la production éolienne progresse d'environ 3 % en 2012 à plus de 5 % en 2017, sa valeur minimale (jours les moins ventés) reste à 0,1 % ; la puissance garantie de l'éolien est donc proche de zéro[9].

Le facteur de charge varie fortement selon les régions ainsi que d'une année à l'autre :

Facteur de charge par région[7]
Région 2014 2015 2016 2017
Occitanie 26,8 % 25,5 % 26,7 % 27,3 %
Provence-Alpes-Côte d'Azur 25,5 % 24,0 % 24,7 % 26,7 %
Auvergne-Rhône-Alpes 23,2 % 22,7 % 23,7 % 24,7 %
Centre-Val de Loire 22,0 % 25,1 % 22,7 % 21,9 %
Normandie 23,0 % 25,4 % 22,3 % 21,7 %
Hauts-de-France 20,5 % 24,3 % 22,8 % 21,6 %
Bourgogne-Franche-Comté 14,7 % 20,9 % 22,0 % 21,4 %
Grand Est 19,3 % 22,9 % 21,3 % 21,2 %
Corse 19,9 % 15,3 % 20,9 % 20,9 %
Pays de la Loire 21,2 % 22,1 % 21,0 % 20,0 %
Bretagne 19,3 % 22,1 % 19,0 % 18,7 %
Nouvelle-Aquitaine 19,4 % 19,0 % 17,3 % 17,5 %
Île-de-France 23,4 % 14,2 % 16,4 % 16,8 %
Total France 22,6 % 24,5 % 22,0 % 21,6 %

On observe un effet de foisonnement entre les productions éoliennes de plusieurs régions dont les régimes de vent sont décorrélés : ainsi, au cours des journées des 27 et 28 février 2014, la production des régions Midi-Pyrénées et Languedoc-Roussillon vient compenser à deux reprises la baisse de la production du nord (Picardie et Champagne-Ardenne)[P 2].

Puissance installée[modifier | modifier le code]

En 2017, le parc éolien de la France s'est accru de 1 797 MW, soit +15,3 % en un an, atteignant 13 559 MW installés et raccordés au  ; cette puissance installée se répartit en 950 MW raccordés au réseau de transport de RTE et 12 609 MW sur les autres réseaux (Enedis, ELD et Corse)[2] ; elle représente 10,4 % du parc installé, mais seulement 4,5 % de la production du fait de son faible facteur de charge[10].

La France se classe au 4e rang européen et au 7e rang mondial avec une puissance installée de 13 759 MW fin 2017, soit 8,1 % du total de l'Union européenne et 2,5 % du total mondial, alors que la population française représente seulement 0,9 % du total mondial ; cette puissance s'est accrue de 1 694 MW (+14 %) au cours de l'année 2017, ce qui représente une part de 10,8 % du marché européen et de 3,2 % du marché mondial[11].

Fin 2017, la puissance installée du parc éolien français (hors DOM) atteignait 202,3 W/habitant, au 14e rang en Europe, loin derrière le Danemark (960,3 W/hab), l'Irlande (704,7 W/hab), la Suède (672,4 W/hab) ou l'Allemagne (671,5 W/hab)[3].

Les projets en développement fin 2017 représentent un volume de 11 516 MW, en hausse de 5 % sur un an malgré l’accélération des raccordements[3].

L'évolution des puissances annuelles raccordées a été la suivante[2] :

Le marché a connu en 2014 une reprise marquée après quatre années de baisse due à l'insécurité juridique et l'empilement des procédures administratives causé par l'application de la loi Grenelle 2 ; en mars 2013, la loi Brottes a allégé ces contraintes en annulant la règle des cinq mâts minimum et en mettant fin aux ZDE (Zones de développement de l'éolien) au profit de Schémas régionaux éoliens (SRE) qui fixent clairement les zones possibles d'implantation par région, avec des objectifs quantitatifs et qualitatifs de valorisation du potentiel énergétique à l'horizon 2020 ; les procédures d'autorisation et de raccordement ont été simplifiées[12].

En 2016, deux régions comptent un parc éolien supérieur à 2 000 MW : Grand Est et Hauts-de-France. La carte des puissances éoliennes par département[13] permet de visualiser la concentration des parcs éoliens dans le Nord-Est de la France, et secondairement dans le Nord-Ouest et le Languedoc-Roussillon.

Puissance éolienne par région (MW)[14]
Région 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Hauts-de-France 1 134 1 275 1 497 1 682 2 024 2 330 2 771 3 367
Grand Est 1 363 1 600 1 840 2 012 2 353 2 580 2 877 3 102
Occitanie 725 812 857 877 934 1 038 1 165 1 399
Centre-Val de Loire 564 665 703 781 844 876 950 1 017
Bretagne 649 678 750 782 826 854 913 973
Nouvelle-Aquitaine 165 298 343 385 483 556 689 875
Pays de la Loire 384 416 482 547 578 632 733 822
Normandie 341 431 455 472 520 567 643 726
Bourgogne-Franche-Comté 92 122 168 180 291 379 467 640
Auvergne-Rhône-Alpes 280 334 357 357 376 402 443 500
Île-de-France 0 19 19 19 19 43 43 70
Provence-Alpes-Côte d'Azur 45 47 47 45 47 50 50 50
Corse 18 18 18 18 18 18 18 18
Total France 5 762 6 714 7 536 8 157 9 313 10 324 11 761 13 559

DOM / TOM : voir énergie éolienne à La Réunion.

Éoliennes en Camargue, à proximité du Grand-Rhône.

De nombreux projets de fermes éoliennes ont été bloqués depuis la fin des années 1990 y compris en offshore pour des raisons de protection des paysages, en raison de problèmes de munitions immergées sur les sites concernés ou pour d'autres raisons. Des expérimentations régionales d'atlas éolien et de zonage des zones par critères de vent, et patrimoniaux (paysage, écosystèmes), avec une première carte en région Nord-Pas-de-Calais… ont abouti à des dispositifs de concertation, rendus obligatoires par la loi de programme no 2005-781 qui institue des zones de développement de l'éolien (ZDE). Ces zones sont dessinées par les préfets sur proposition des communes concernées, en intégrant le respect du patrimoine environnemental et bâti, et les capacités de connexion au réseau électrique). Les éoliennes installées dans ces ZDE pourront bénéficier de l'obligation d’achat du courant, avec une fourchette de puissance (minima - maxima) fixée pour chaque ZDE. Les quelques parcs existants avant l’application de la loi bénéficient aussi du système d’obligation d’achat.

La région de Béganne (Morbihan) accueille le premier parc éolien citoyen indépendant des grands groupes (8 MW), financé par souscription publique et inauguré en juin 2014[15].

Article détaillé : Liste des parcs éoliens en France.

Marché de la rénovation des parcs[modifier | modifier le code]

Les premiers parcs éoliens en France ont été raccordés en 2001, et le véritable essor de l'éolien s'est produit en 2005 ; les premiers contrats de vente de leur électricité à prix garanti avaient une durée de quinze ans, et leur durée de vie technique est de vingt ans ; les premiers chantiers de rénovation ont commencé en 2017, et le marché décollera surtout à partir de 2020. La filière éolienne est en discussion avec l'administration sur les règles qui seront appliquées à ces installations : les renouvellements de parcs avec des éoliennes beaucoup plus grandes, nécessitant plus de distance entre elles, seront traités comme les nouveaux parcs, avec les mêmes contraintes et les mêmes subventions ; mais le renouvellement « partiel » des installations, quand la taille des nouvelles éoliennes restera sous certains seuils d'accroissement, pourra bénéficier d'assouplissements. Le secteur discute aussi des conditions d'extension de durée de vie des parcs désormais soumis à de nouvelles contraintes environnementales[16].

Les premiers chantiers de rénovation se sont déroulés en Bretagne : à Plouyé près de la forêt de Huelgoat (Finistère), quatre turbines de l'allemand Enercon, de 2,3 MW chacune, ont remplacé les quatre turbines de 750 kW installées en 2002 ; la production sera quadruplée. Quadran a dû suivre une autre procédure pour renouveler le parc de Goulien, situé à dix kilomètres de la pointe du Raz : comme la réglementation s'est durcie depuis la construction initiale du parc, notamment avec la loi littoral, il a fallu se contenter d'un régime d'autorisation « à l'identique » ; les éoliennes de 750 kW seront remplacées par des unités de 800 kW, qui limiteront le surcroît de production à 20 %. Ces premiers chantiers de démantèlement ont permis d'expérimenter les modalités de recyclage : les pales ont été broyées et transformées en combustibles solides de récupération (CSR), consommés par une cimenterie[17].

Projets éoliens en mer[modifier | modifier le code]

Article connexe : Éolienne offshore en France.

Appels d'offres pour parcs éoliens en mer[modifier | modifier le code]

Éolienne Haliade au Carnet, test pour le parc offshore

Le premier projet français de parc offshore à avoir remporté un appel d'offres en 2005 prévoyait l'implantation au large de Veulettes-sur-Mer (Seine-Maritime) de 21 éoliennes (puissance totale : 105 MW) ; après neuf ans de procédure, le projet est en 2014 purgé de tout recours, mais le tarif d'achat de 135 €/MWh accordé est jugé insuffisant pour rentabiliser la construction du parc ; le président de la Région Haute-Normandie essaie, avec le soutien des principaux fabricants français d'éoliennes, d'obtenir l'accord du gouvernement pour transformer ce projet en site de recherche et développement de l'éolien offshore et d'étude de son impact environnemental, à l'image du site pilote allemand Alpha Ventus ; ce projet WIN (pour Wind Innovation in Normandy) prévoit l'installation, dans un premier temps, de six machines ; il permettrait aux industriels d'accumuler de l'expérience avant de se lancer dans la construction des premiers parcs de 500 MW chacun au large des côtes françaises[18].

Le ministère de l'Industrie a annoncé en avril 2012 le résultat de l'appel d'offres portant sur la réalisation des premiers parcs éoliens offshores en France. Cinq zones étaient concernées, avec 75 à 100 éoliennes de 5 à 6 MW sur chaque parc, pour un investissement de près de 10 milliards d'euros. Le consortium emmené par EDF Énergies Nouvelles avec Alstom et DONG Energy décroche trois des quatre sites sur lesquels il était en lice : St-Nazaire-Guérande (420 à 750 MW), Courseulles-sur-Mer (420 à 500 MW) et Fécamp (480 à 500 MW). Son concurrent Iberdrola, accompagné d'Areva et d'Eole-Res, a été retenu pour le champ de la baie de Saint-Brieuc (480 à 500 MW). Enfin, le site du Tréport a été déclaré infructueux[19]. Le coût de production de ces parcs est annoncé à 23 c/kWh[20], soit plus de cinq fois le prix (ARENH) auquel EDF vend ses kWh nucléaires à ses concurrents.

Le deuxième appel d'offres dans l'éolien offshore a été remporté par le consortium mené par GDF Suez avec AREVA : il porte sur la construction et l'exploitation des deux champs, celui de Yeu-Noirmoutier (Vendée) et celui du Tréport (Seine-Maritime), pour 500 MW par champ ; la Commission de régulation de l'énergie avait recommandé ce choix[21]. L'appel d’offres fixait un prix plafond éliminatoire de 220 €/MWh ; GDF Suez a présenté la turbine d’Areva, d'une puissance de 8 MW contre 6 MW pour celle d'Alstom, lui permettant de réduire le nombre de machines de 40 % et de baisser les coûts ; les deux champs représentent un investissement de 3,5 Mds €, dont 500 M€ estimés à la charge de la collectivité[22]. Des études sont lancées pour identifier d'autres zones favorables à l'éolien offshore, et devraient déboucher sur de nouveaux appels d'offres, dont un pour l'éolien flottant[23].

La ministre de l'Environnement a confirmé le 14 avril 2015 le lancement du troisième appel d'offres pour la fin 2015 et présenté les travaux de zonage qui ont permis la sélection d'une dizaine de zones en Manche, Mer du Nord et au large des Sables d'Olonnes et d'Oléron[24]. C'est finalement la zone de Dunkerque qui a été choisie pour cet appel d'offres, lancé le 4 avril 2016 (pour une mise en service prévue en 2022[25]) ; plusieurs modalités nouvelles sont introduites afin de réduire les coûts et simplifier les procédures[26].

EDF Énergies Nouvelles (EDF EN) a annoncé le 10 mai 2016 un accord avec le canadien Enbridge, qui prend 50 % des parts d’Eolien maritime France (EMF), la société qui contrôle les trois futurs parcs de Fécamp, Saint-Nazaire et Courseulles-sur-Mer (1 450 MW), EDF EN conservant les 50 % restants ; EDF se sépare donc de son partenaire danois DONG Energy. L'investissement total sera de 6 milliards d’euros ; les travaux devraient commencer en 2017 pour s'achever en 2020-21. Enbridge détient 2 000 MW d’éolien terrestre au Canada et considère que les tarifs de rachat de l’électricité en Europe (environ 180 euros par MWh en France) rendent ces investissements très attractifs[27].

EDF Énergies Nouvelles a acté le 22 novembre 2016 un nouveau glissement du calendrier de mise en service des trois champs d'éoliennes en mer remportés lors du premier appel d'offres en 2012 : compte tenu des recours déposés par des associations, les premières éoliennes pourront être en mer en 2020, et les parcs mis en service en 2021-2022 ; une première décision d'investissement est attendue fin 2017-début 2018, une fois les recours purgés et le plan de financement bouclé. La construction des éoliennes prendra ensuite deux ans à terre, et leur installation en mer à nouveau deux ans. Si la mise en service du premier parc intervient fin 2021-début 2022, celle de chaque parc aura ensuite lieu avec cinq ou six mois de décalage. Si ce nouveau planning est respecté, il se sera écoulé dix ans entre le lancement de l'appel d'offres et la première mise en service[28].

Les associations anti-éolien ont déposé de nouveaux recours contre les parcs d'EDF EN à Fécamp (Seine-Maritime) et à Courseulles-sur-Mer (Calvados), décalant à nouveau potentiellement les projets d'un an. Alors que la mise en service du premier parc était initialement prévue pour 2020, il est désormais plus raisonnable de viser 2022-2023[29].

Renégociation des prix et conditions pour ces parcs éoliens en mer[modifier | modifier le code]

En juillet 2017, la Commission de régulation de l'énergie a calculé le montant de la subvention publique pour l'éolien en mer : 40,7 milliards d'euros sur les vingt ans de la durée de vie des parcs, pour une puissance installée de 3 GW, le tarif d'achat garanti de l'électricité produite par ces parcs étant évalué entre 170 et 200 €/MWh pendant 20 ans alors que le prix de l'électricité sur le marché de gros est d'environ 40 €/MWh ; or les derniers appels d'offres des pays voisins enregistrent de fortes baisses des prix : en septembre 2017, des projets ont été attribués à moins de 100 €/MWh pour une mise en service à partir de 2022. Le gouvernement a donc lancé une réflexion pour s'assurer que la rentabilité des projets n'était pas excessive, réflexion qui pourrait aboutir à un plafonnement de la rentabilité affichée par les lauréats des appels d'offres. La Commission européenne, qui examine les subventions au titre des aides d'État, pourrait servir de levier[30].

En mars 2018, le gouvernement a déposé au Sénat un amendement qui fixe le cadre d'une renégociation, voire d'une annulation des six projets de parcs de Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer, Fécamp, Saint-Brieuc, du Tréport et de Noirmoutier ; selon l'exposé des motifs de l'amendement, « le tarif accordé à ces installations est très élevé et ne correspond plus aux prix actuels de l'éolien en mer, entraînant des rémunérations excessives pour les candidats retenus » ; la renégociation a pour objectif une baisse de ce tarif ; « si la renégociation n'était pas possible, une des options pourrait être de mettre fin à ces projets et de relancer une nouvelle procédure dans les meilleurs délais afin de pleinement profiter des améliorations technologiques »[31].

Les fournisseurs des équipements s'élèvent contre ce projet, faisant valoir qu'on ne peut pas demander aux lauréats des premiers appels d'offres de s'aligner sur les tarifs pratiqués dans les pays européens où la filière est mature. Leurs fournisseurs (à l'époque Alstom et Areva) avaient promis de créer un total de 1 700 emplois directs pour la fabrication des éoliennes ; certaines des usines promises ont déjà démarré et pourraient avoir du mal à survivre sans les marchés des parcs français : celle de General Electric (GE), qui a repris les activités d'Alstom, construit des nacelles et génératrices près de Saint-Nazaire ; une usine de pales est en construction sur le port de Cherbourg[32].

Le 20 juin 2018, un accord a été conclu sur la renégociation des contrats des parcs éoliens attribués en 2012 et 2014 à EDF, Engie et Iberdrola. Cet accord permet « une baisse de 40 % de la subvention publique et un ajustement de 30 % des tarifs » de rachat de l'électricité. Le coût pour l'État de ces projets sur 20 ans est désormais prévu à 25 milliards d'euros contre 40 milliards initialement. En contrepartie, le coût de raccordement des parcs éoliens sera pris en charge par RTE ; ce coût est d'environ 200 millions d'euros d'investissement par parc, soit 10 % du coût global de chaque projet ; il sera donc intégré à la facture d'électricité des consommateurs ; ceci ramène le gain sur les subventions de 40 % à 33 %. Iberdrola a été autorisé à remplacer les éoliennes Areva de 5 MW par des éoliennes Siemens de 8 MW[33].

Éoliennes flottantes[modifier | modifier le code]

VertiWind, un consortium piloté par EDF pour installer des éoliennes flottantes au large de Fos-sur-Mer, a obtenu en décembre 2012 une subvention de 39 millions d'euros de la Commission européenne. Baptisé « Provence Grand Large », le projet sélectionné par Bruxelles comprend 13 machines, afin d’atteindre le seuil des 25 mégawatts exigé pour participer. L’éolienne flottante choisie par EDF pour le projet VertiWind a été développée par l'entreprise Nénuphar cofondée par Charles Smadja et Frédéric Silvert. La fabrication doit commencer en 2016, pour un raccordement des éoliennes au réseau prévu en 2017 ; la plupart des pièces seront fabriquées en France[34].

Fin juillet 2014, un arrêté du préfet des Bouches-du-Rhône a autorisé l'aménagement et l'exploitation d'un site d'essais d'éoliennes flottantes, à 5 km au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône. Ce site est exploité par la SAS Mistral dont EDF EN est actionnaire. Il pourra accueillir dès 2015 deux éoliennes flottantes à axe vertical de taille réelle. Le premier candidat est le prototype à axe vertical de l'entreprise Nénuphar, d'une puissance de 2 MW, haute de 107 m pour 50 m de diamètre. À l'horizon 2016-2017, une ferme pilote de treize de ces machines, Provence Grand Large, doit être installée à 20 km des côtes de Port-Saint-Louis-du-Rhône[35].

Mi-2017, un démonstrateur de 2 MW équipé d'une fondation flottante sera installé au large du Croisic, sur le site d’essais SEM-REV de l’École centrale de Nantes. Porté par un consortium européen baptisé Floatgen, composé notamment de la société française IDEOL (spécialisée dans les fondations flottantes) ou encore de Bouygues Travaux Publics (chargé de la construction en béton), ce projet bénéficiant de fonds européens est chargé de démontrer la faisabilité technique et la viabilité économique de l’éolien flottant, dans le but d’étendre le potentiel de développement de parcs éoliens en mer aux eaux profondes et disposant d’un meilleur gisement de vent. Le projet a également pour objectif de démontrer le fort potentiel de diminution des coûts de l’électricité produite par des parcs éoliens flottants. La construction de la fondation a été officiellement lancée le 1er juin 2016[36]. Floatgen sera la première éolienne installée en mer au large des côtes Françaises.

La ministre de l'Environnement a annoncé le 14 avril 2015 le lancement d'un appel à manifestation d'intérêt en juin 2015 pour des projets d'implantation d'éoliennes flottantes sur trois sites sélectionnés en Méditerranée, au large de Leucate, de Gruissan et de l'embouchure du Grand Rhône ; les travaux démarreraient en 2016 pour mise en service en 2018-19[37].

La ministre de l'Énergie, Ségolène Royal, a annoncé fin juillet 2016 les deux premiers lauréats à l'appel d'offres pour des fermes pilotes d'éoliennes flottantes au large des côtes françaises : il s'agit des projets portés par Quadran, à Gruissan (Aude) en Méditerranée, et par le consortium Eolfi (ex-filiale de Veolia)-CGN Europe Energy, au large de Groix, en Bretagne. Chacun de ces deux parcs sera composé de quatre éoliennes de 6 MW. D'autres lauréats seront désignés à la rentrée, sur deux autres zones en Méditerranée, à Leucate (Aude) et Faraman (Bouches-du-Rhône). Ces fermes pilotes bénéficieront d'une subvention à l'investissement, dans le cadre du programme des investissements d'avenir, et d'un tarif d'achat garanti pour l'électricité produite. L'enveloppe de subvention initialement évoquée par l'exécutif s'élevait à 150 millions d'euros. Le tarif serait compris entre 200 et 250 euros/MWh[38].

Début novembre 2016, EDF EN a été lauréat (de même qu'Engie) d'un appel à projets pour des fermes pilotes en éolien flottant. Il installera au large de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) trois éoliennes de grande taille (8 MW) fabriquées par l'allemand Siemens[28].

Place de l'éolien dans le mix énergétique[modifier | modifier le code]

La situation de la France est différente de celle de ses voisins européens ; en effet, en raison de son industrie nucléaire (une puissance de 63,1 GW, soit 63 100 MW d'électricité nucléaire est installée en France[39]), de ses barrages hydro-électriques (26 000 MW), et de son très faible recours aux énergies fossiles (centrales thermiques) pour la production électrique, la France a actuellement l'électricité la moins chère d'Europe ainsi que le plus faible impact carbone.

En raison de l'étendue et de la nature de ses côtes, elle possède aussi le deuxième gisement hydrolien marin (théoriquement 3 GW, soit 3 000 MW)[40]. Elle possède aussi, grâce à son agriculture, ses déchets organiques, ses friches et ses forêts, le premier potentiel énergétique européen pour les énergies issues de la biomasse (avec déjà 13 300 ktep[n 2] exploités en 2012, à comparer avec seulement 1 290 ktep pour l'éolien et 515 ktep produits pour le solaire)[41]. C'est dans ce contexte, prenant en compte les installations existantes, et les potentialités des autres énergies renouvelables, que s'opèrent les choix de développement de la filière de l'électricité éolienne.

Un développement important de l’énergie éolienne en France est nécessaire pour répondre aux objectifs fixés par la Directive Européenne sur les Énergies Renouvelables[42]. Selon la filiale énergies nouvelles d'EDF (EFD-EN), « Parmi les énergies renouvelables, l'éolien est aujourd'hui la technologie la plus mature. C'est le principal mode de production d'EDF Énergies Nouvelles avec environ 85 % de ses capacités installées. »[43].

La production d'électricité éolienne en France pose plusieurs problèmes :

  • L'énergie éolienne est non seulement très variable, mais aussi intermittente, car les éoliennes commencent généralement à fonctionner lorsque le vent atteint 18 km/h et s’arrêtent lorsque la vitesse des vents atteint, selon les technologies, une valeur comprise entre 70 et 90 km/h, afin d’éviter la dégradation du matériel[44]. La grande variabilité de la production éolienne[45] (un facteur > 100 entre les productions éoliennes minimale et maximale en France métropolitaine en 2016[46]) entraîne, pour pouvoir prendre le relais en cas d'absence de vent et pour garantir une capacité de production donnée, la nécessité de construire des capacités de production alternatives (thermiques, STEP ou autres) d'une puissance quasi-équivalente à la capacité de production éolienne installée.
  • le foisonnement géographique[n 3] permet de réduire légèrement le risque de jours sans production car la France dispose de plusieurs zones géographiques indépendantes en termes de vent[47] ; selon RTE, grâce à ce foisonnement la puissance garantie du parc éolien est estimée à 5 % de sa puissance installée.
  • La quasi-totalité des éoliennes installées en France à mi-2014 étaient d'origine étrangère, avec 87 % pour les cinq principaux constructeurs : les allemands Enercon, Senvion et Nordex, le danois Vestas et l'espagnol Gamesa ; Alstom ne représentait que 2,2 %, Areva 0,9 % et Vergnet 0,7 %[b 1] ; depuis, les branches éoliennes d'Alstom et d'Areva sont passées sous contrôle étranger et Vergnet est en redressement judiciaire. Afin de limiter la dépendance aux importations, l'industrie éolienne française essaie de développer, dans le cadre du programme Windustry France 2.0, la part de composants fabriqués en France qu'elle estime à 25 %[48].
  • Les parcs éoliens en mer en projet seront beaucoup plus coûteux que ceux construits en mer du Nord : selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'électricité produite par ces parcs marins français sera vendue à un tarif moyen garanti de 200 €/MWh[49] ; en comparaison, le danois DONG Energy a emporté en juillet 2016 l'appel d'offres sur les champs de Borssele 1 et 2 (700 MW) aux Pays-Bas en proposant un prix de 72,70 €/MWh produit hors raccordement, soit moins de 100 €/MWh de coût complet[50] ; mieux encore, en Allemagne, le premier appel d'offres pour les parcs éoliens en mer (1 550 MW) a donné le 13 avril 2017 un résultat inattendu : trois projets sur les quatre attribués se passeront totalement de subventions, les attributaires DONG et EnBW en vendront la production au prix du marché[51].
  • La question du démantèlement des installations à la fin de leur durée de vie est prévue par l’article L 553-3 du Code de l’environnement, qui rend l’exploitant d’une éolienne responsable de son démantèlement et de la remise en état du site à la fin de l’exploitation[A 3].

Acteurs et poids économique[modifier | modifier le code]

Une éolienne du Plateau de Millevaches
Éoliennes dans l’Aveyron.

En 2017, le Danois Vestas a remporté 34,3 % du marché éolien français, devant l'Allemand Enercon (28,2 %). Les turbiniers allemands présents sur le marché français (Enercon, Senvion, Siemens Gamesa, Nordex...) ont capté au total 62 % du marché français. Les rares fabricants français, tels que Poma, Eolys ou Okwind, sont des PME présentes sur les éoliennes de petite taille. Certains turbiniers étrangers ont par ailleurs des activités de fabrication de composants en France, comme Enercon avec WEC Mâts Béton, ou GE avec la fabrication de pales[52].

Les emplois de la filière éolienne se répartissaient en 2016 en :

  • études et développement : 4042 emplois,
  • fabrication de composants : 3884 emplois,
  • ingénierie et construction : 4776 emplois,
  • exploitation et maintenance : 3165 emplois.

Au total, les emplois directs de la filière étaient estimés à 15 990 équivalent temps plein en 2016, en progression de 28 % depuis 2014. Le chiffre d'affaires de la filière atteignait 4516 M€ en 2016 (dont 60,5 % dans l'exploitation-maintenance), en progression de 53 % par rapport à 2013. Ces emplois sont surtout localisés en Ile-de-France : 4 090 emplois, Auvergne-Rhône-Alpes : 1 650 emplois, Hauts-de-France : 1 520 emplois, Pays de Loire : 1 460 emplois et Occitanie : 1 560 emplois[53]. En comparaison, la filière éolienne emploie 309 000 personne en Europe ; la France ne pèse donc que 5,2 % en termes d'emplois pour 8,1 % en termes de puissance installée[3].

Parmi les anciens fabricants français d'aérogénérateurs, on peut mentionner :

  • le vétéran Vergnet, centré surtout sur les éoliennes de petite ou moyenne puissance, en particulier ses éoliennes haubanées rabattables en cas de cyclones, particulièrement adaptées au climat des Antilles ou de l'Océan Indien ; Vergnet a participé à la réalisation de la plus grande ferme éolienne d'Éthiopie sur le site d’Ashegoda (120 MW), inaugurée en octobre 2013 ; en août 2015, Vergnet a annoncé son alliance avec le Chinois Sinovel, numéro trois mondial du secteur, pour distribuer des éoliennes de grande taille (1,5 à 3 MW) de Sinovel dans le cadre de projets de grandes centrales éoliennes terrestres clés en main, avec des contrats allant du financement à la maintenance[54]. Vergnet, unique fabricant français d'éoliennes, a été placée en redressement judiciaire le 30 août 2017 par le tribunal de commerce d'Orléans ; son actionnaire principal est la banque publique Bpifrance (42 %)[55].
  • Alstom a pris pied dans la filière en rachetant en 2007 l'espagnol Ecotècnia, rebaptisé Alstom Wind, et l'a développé en construisant des usines à Pithiviers, à Amarillo au Texas et à Camaçari près de Salvador (Bahia) au Brésil ; Alstom Wind a remporté en 2013 un contrat pour 34 éoliennes de 3 MW au Mexique, un autre pour 414 MW au Canada et surtout un contrat de 450 M€ pour équiper l’un des plus importants champs éoliens terrestres au monde, dont les 440 éoliennes seront fabriquées dans l’usine Alstom de Camaçari dans l’État de Bahia[56]. Le rachat des actifs énergies d’Alstom par General Electric en 2014 pose le problème du devenir de la branche éolienne d'Alstom et des 100 M€ d'investissements prévus dans les usines qu'il doit construire à Cherbourg (mâts) et Saint-Nazaire (nacelles) pour les parcs offshores[b 2]. En mai 2018, Alstom signe un accord avec General Electric pour sortir du capital des trois coentreprises créées en 2015 lors du rachat de ses activités dans l'énergie, dont sa branche éolienne[57].
  • Areva Wind a pris pied dans la filière en rachetant l'Allemand Multibrid en 2007-2009 et une filiale de rotors, PN Rotor GmbH, en 2009 ; elle n'a de français que son actionnaire Areva, son siège social et ses usines étant situés en Allemagne, à Bremerhaven et à Stade ; elle s'est cependant engagée, à la suite du premier appel d'offres pour l'éolien en mer en avril 2012, où le consortium Iberdrola-Areva avait emporté un site, à construire deux usines au Havre et de créer 2 000 emplois ; avec les deux champs éoliens gagnés au deuxième tour avec GDF Suez, le groupe parle désormais de quatre usines au Havre et 6 000 emplois directs et indirects[22] ; en 2014, Areva crée avec Gamesa une entreprise commune (50 % Areva, 50 % Gamesa) nommée Adwen dans le domaine de l'éolien en mer[58] ; en septembre 2016, Gamesa, après sa fusion avec les activités éoliennes de Siemens, rachète la part de 50 % d'Areva dans Adwen pour 60 millions d'euros[59].
  • la société Francéole, lancée au début 2013, fabrique des mâts pour éoliennes terrestres, marché sur lequel 50 % des produits installés en France venaient jusque-là d’Allemagne[56].

Malgré ce tissu local, l'écrasante majorité des éoliennes installées en France jusqu'en mai 2014 sont de marques étrangères : 78,5 % proviennent de quatre grands fabricants :

  • Enercon (Allemagne) : 25,2 % ;
  • Vestas (Danemark) : 21,9 % ;
  • Senvion (ex-REpower) (Allemagne) : 18 % ;
  • Nordex (Allemagne) : 13,4 %.

Avec l'espagnol Gamesa (8,5 %), Siemens (3,4 %) et GE Energy (3,4 %), WinWinD (0,5 %) et Acciona (0,5 %), les étrangers atteignent au total 95 %. Les constructeurs français se répartissent les 5 % restants, dont 3 % pour Alstom (+Ecotècnia) et 0,9 % pour Vergnet[b 1].

Germinon (Marne) : le parc éolien.
Éoliennes du parc Ostwind de Fruges.

Parmi les exploitants de parcs éoliens, les principaux sont :

  • Engie : 1 500 MW en France directement et à travers ses filiales : CNR, La Compagnie du Vent[60], Éole Generation[61], Maïa, rachetée au printemps 2016 puis fusionnée avec Engie Green ; Engie estime sa part de marché à 15 % dans l'éolien et, compte tenu des projets en cours, compte passer de 1,5 GW en 2016 à 2,2 GW en 2018 et 3 GW en 2021[62] ;
  • EDF Énergies Nouvelles : 853 MW en France (+197,5 MW en construction), sur 6 249 MW de puissance installée au 30 juin 2014 ; l'éolien représente 87 % de la capacité installée totale d'EDF-EN[63] ;
  • Boralex (entreprise canadienne qui a racheté en 2014 Enel Green Power France) : 445 MW installés en France, sur 750 MW installés dans le monde fin décembre 2014 (Canada, États-Unis, France). L'éolien représente 80 % de la capacité installée totale de Boralex[64],[65] ;
  • EOLE-RES (filiale du britannique RES - Renewable Energy Systems[66]) : près de 500 MW installés ou en cours de construction[67] ;
  • Ostwind (entreprise familiale indépendante allemande) : 234 MW installés (110 éoliennes) en France sur 725 MW au total en Europe[68] ; le principal parc, celui de la Communauté de Communes du Canton de Fruges (Pas de Calais), est le plus grand ensemble éolien de France selon Ostwind, avec 140 MW.

La sortie d'Areva de l'éolien en mer en septembre 2016, par cession à Gamesa de ses parts dans la coentreprise Adwen, après la cession de 50 % de l'activité éolienne d'Alstom à General Electric, sonne le glas des grandes ambitions de l'État dans le secteur. La vision d'« une filière industrielle française qui puisse remporter des marchés en Europe et dans le monde » cède la place à une absence quasi totale d'acteurs français dans cette filière lourdement subventionnée : selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'électricité produite par ces champs marins sera vendue à un tarif moyen garanti de 200 euros par mégawattheure, soit un surcoût total de 38 milliards d'euros sur la durée des contrats, financés par les ménages via leurs achats d'énergie, à rapporter aux 10 000 emplois créés, en supposant que les repreneurs étrangers tiennent les engagements d'Alstom et Areva[49].

Prix et financement[modifier | modifier le code]

Coût de production[modifier | modifier le code]

L'étude « Coûts des énergies renouvelables en France » publiée par l'ADEME en janvier 2017 fournit une évaluation des coûts complets des éoliennes (coût du kWh actualisé sur 20 ans intégrant l'investissement, les coûts de raccordement, l'exploitation et la maintenance, mais pas le démantèlement ni les coûts liés à la variabilité des énergies renouvelables pour le système électrique) ; les fourchettes de prix tiennent compte des caractéristiques de site (zones plus ou moins ventées, distance de raccordement, etc.) et du taux d'actualisation[69] :

Coûts de production des éoliennes en France en 2017 (€/MWh)
Type d'éolienne Puissance
unitaire
Temps de fonctionnement annuel
à pleine puissance
Fourchette de coûts Coûts avec taux
d'actualisation de 5 %
Unité : MW heures €/MWh €/MWh
éolien terrestre standard 2,3 1 800 à 2 400 54 à 108 61 à 91
éolien terrestre de nouvelle génération
(« éoliennes toilées »)
2 2 400 à 2 700 50 à 94 57 à 79
éolien en mer posé 6,9 3 500 123 à 227 123 à 169
éolien en mer flottant (projets) 6 à 8 4 000 165 à 364 165 à 281

NB : éolien en mer flottant : projets de fermes pilotes à horizon 2020. Pour comparaison, l'ADEME fournit une fourchette de coûts d'une centrale à cycle combiné gaz tirée de données AIE : 27 à 124 €/MWh selon les caractéristiques et le taux d'actualisation. On peut également comparer ce coût à celui du nucléaire, situé entre 49,5 en 2012 et 61,6 €/MWh pour 2025 (pour les anciennes centrales)[70] et un coût évalué pour les nouvelles centrales de 114 €/MWh d'après Denis Baupin (EELV), rapporteur de la commission parlementaire sur les coûts du nucléaire en 2014[71].

Selon Engie, les projets offshore français « sont des projets financièrement assez juteux, avec des tarifs d'achat de l'électricité vendue autour de 200 €/MWh accordés alors que le coût des turbines et de la dette était bien plus élevé qu'aujourd'hui »[72].

Les grands exploitants de parcs éoliens tels qu'Engie et EDF EN investissent dans la maintenance prévisionnelle afin d'abaisser leurs coûts de maintenance et d'accroître le taux de disponibilité de leurs éoliennes, donc leur production ; sur certains matériels d'EDF EN, la durée d'arrêt pour maintenance est ainsi passée de 40 à 5 jours par an[72].

Selon Benjamin Frémaux, expert associé énergie et climat à l'Institut Montaigne, l'État a accordé à six projets offshore, totalisant 3 GW, plus de 30 milliards d'euros de subventions sur une période de vingt ans, alors que ce montant aurait permis de construire 120 GW de solaire photovoltaïque. Les tarifs de ces premiers projets français varient entre 180 et 200 €/MWh, alors qu'ailleurs en Europe des appels d'offres pour des projets d'éolien offshore ont été gagnés en 2017 à des prix variant entre 50 et 80 €/MWh. Il préconise de permettre aux industriels de construire leurs projets avec des machines de nouvelle génération, plus performantes que celles prévues au départ, tout en revoyant sensiblement à la baisse le niveau des subventions accordées à ces projets, comme la Belgique l'a fait fin 2017, gagnant près de 4 milliards d'euros en réduisant de 40 % les tarifs accordés initialement[73]. Selon une estimation plus précise de source gouvernementale, la subvention publique accordée à ces premiers parcs est même estimée à 40,7 milliards d'euros sur la durée de vie totale des contrats[74].

Obligation d'achat à tarif réglementé[modifier | modifier le code]

L'éolien a été stimulé en France par l'obligation faite à EDF et aux Entreprises Locales de Distribution d'acheter la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables sur la base de tarifs d'achat réglementés institués par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000[75],[76],[77] Ces tarifs, supérieurs au prix de gros de l'électricité ont permis depuis 2008 de rendre rentables les investissements initiaux et garanti des débouchés à leurs productions. Le surcoût de ces tarifs réglementés par rapport au prix de marché est remboursé aux acheteurs obligés grâce à une taxe dénommée contribution au service public de l'électricité, dont le montant pour 2015 est de 19,5 /MWh, soit en moyenne 15 % de la facture moyenne des ménages, dont 15,4 % pour la compensation du surcoût de l'éolien[78].

Ce mécanisme est un des moyens pour atteindre les objectifs de la politique énergétique nationale dans le cadre des objectifs européens [n 4],[79].

Le 4 mars 2009, un décret[n 5] a adapté le dispositif des certificats d'achat aux « zones de développement de l'éolien ». Ces certificats (CODOA) ouvrent droit à l'obligation d'achat d'électricité aux installations éoliennes en « zones de développement de l'éolien » ou ZDE ; le Codoa impliquait antérieurement une puissance inférieure ou égale à 12 MW (limite fixée décret 2000-1196 du 6 décembre 2000) et une distance d'au moins 1,500 m entre deux parcs éoliens exploités par un même opérateur. En ZDE, ces limites de puissance et de distance n'ont plus d'objet puisque la puissance minimale et maximale y sont fixées par l'arrêté préfectoral de création de la ZDE. Le préfet devra publier au plus tard le 1er février de chaque année un état des ZDE du département faisant apparaître notamment la puissance résiduelle de chaque zone pouvant encore ouvrir droit à obligation d'achat. Le CODOA n'est valable que pour la durée du contrat d'achat d'électricité et est annulé si l'installation n'a pas été mise en service (sauf prolongation sur demande justifiée). En cas de recours contentieux contre l'une des autorisations nécessaires à la construction et à l'exploitation de l'installation, le délai de trois ans est suspendu jusqu'au prononcé d'une décision juridictionnelle irrévocable.

Évolution vers des formules intégrant le marché[modifier | modifier le code]

En réaction au coût croissant de ces subventions, qui constituent des aides publiques admises à titre dérogatoire pendant la période initiale de lancement des énergies renouvelables, la Commission européenne a publié en avril 2014 des propositions de réforme pour améliorer l'efficacité des systèmes de soutien en accroissant leur sélectivité et en cherchant à insérer progressivement les EnR dans les mécanismes de marché : pour la période 2014-2020, elle propose d'interdire le système de prix garantis pour toutes les installations solaires de plus de 500 kW ou éoliennes de plus de 3 MW, pour privilégier un système d'appel d'offres, afin de réintégrer l'électricité verte dans les mécanismes de marché ; la France a plaidé pour une période d'adaptation jusqu'à 2018[80].

La réforme du système français d'aides sera intégrée dans la loi sur la transition énergétique qui devrait être voté d'ici la fin 2014. Le projet de loi présenté le 30 juillet 2014[81] comporte plusieurs dispositions à cet effet dans son titre V « Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et valoriser les ressources de nos territoires »[82] :

  • maintien de l'obligation d'achat (article 23-I) ;
  • remplacement du tarif d'achat réglementé par un complément de rémunération (article 23-II), dont les modalités de calcul, à préciser par décret, tiendront compte des investissements et des charges, mais aussi de l'autoconsommation ; la rémunération des capitaux immobilisés résultant de ce complément ne devra pas dépasser un niveau raisonnable, et les conditions du complément seront révisées périodiquement ;
  • les contrats résultant des appels d'offres pourront comporter soit un tarif d'achat, soit un complément de rémunération (article 24) ;
  • la CSPE est maintenue aussi bien pour les contrats à tarif d'achat que pour ceux à complément de rémunération (article 24) ;
  • la possibilité d'investissement participatif des habitants ou des collectivités locales aux projets de production d'énergie renouvelable (sur le modèle allemand) est prévue par l'article 27.

La période d'adaptation prévue par la France a dû être abandonnée : le système « vente sur le marché plus complément de rémunération » sera appliqué dès le , ainsi que le passage obligatoire par des appels d'offres[83].

À partir du , les producteurs ne vendent plus leur électricité à EDF à un tarif garanti (82 €/MWh), mais ils la cédent sur le marché de gros de l'électricité et bénéficient d'un complément de rémunération. De plus, le bénéfice du guichet ouvert (obligation d'achat) est réservé parcs de moins de 7 éoliennes. Les autres doivent passer par des appels d'offres, comme c'est déjà le cas dans le solaire. Pour les parcs de moins de 7 turbines, le niveau du soutien est réduit : le gouvernement a fixé un plafond de 72 €/MWh sur vingt ans au lieu de 82 €/MWh sur quinze ans[84].

Les parcs sont soumis au régime du complément de rémunération, avec un tarif de 72 €/MWh plus une prime de gestion de 2,8 €/MWh ; à partir de 2017, les parcs de moins de six turbines et 3 MW par machine bénéficient du complément de rémunération en « guichet ouvert » et ceux au-dessus de six turbines sont soumis aux appels d'offres (six sessions de 500 MW sur deux ans)[53].

Ventes sur le marché[modifier | modifier le code]

En avril 2015, pour la première fois en France, un parc éolien a commencé à vendre son électricité sur le marché spot. Ce parc de quelques mégawatts, situé dans la Somme, est âgé de plus de 15 ans et ne bénéficie donc plus du tarif d'achat. Ses propriétaires estiment qu'il peut continuer à produire pendant dix ans. Le marché spot permet de vendre l'électricité produite à un prix moyen de 4 c€/kWh au 1er semestre 2015, assurant une rentabilité suffisante pour continuer d'exploiter un parc amorti. Le nombre de parcs éoliens arrivant au terme de l'obligation d'achat va croître rapidement : 50 MW de parcs éoliens sortiront du dispositif de tarif d'achat en 2016, puis le nombre de ces parcs devrait doubler chaque année d'ici 2020. Des prestataires de services proposent à ces parcs, comme antérieurement aux petites centrales hydrauliques, d'agréger leurs productions pour la vendre en gros sur le marché ; les nouvelles orientations préconisées par la Commission européenne vont étendre ce marché à l'ensemble des grands parcs éoliens et solaires[85].

Critiques, contestation et propositions de réformes[modifier | modifier le code]

La CRE a publié en avril 2014 un rapport sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables[86] ; ce rapport recommande pour l'éolien :

  • le recours aux appels d'offres plutôt qu'au tarif d'achat unique ;
  • une révision de la structure des tarifs d'obligation d'achat afin d’éviter la rentabilité excessive des installations bénéficiant des meilleures conditions de vent, un appel d’offres permettant également d’atteindre cet objectif ;
  • un allongement de la durée des contrats, afin de la faire correspondre à la durée d’exploitation réelle des parcs éoliens, et un abaissement des tarifs en conséquence ;
  • une révision régulière du tarif, inchangé depuis 2006, afin de refléter l’évolution des coûts.

En 2007, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) avait estimé que ces tarifs « conduisaient à une rentabilité des projets [...] alors supérieure au niveau jugé nécessaire » pour continuer à susciter l’investissement, consistant en un « soutien disproportionné à la filière »[87]. Ces tarifs ont été diminués en 2008, fixés par arrêté[88] à 8,2 c€/kWh (prix indexé sur l'inflation) pendant les 10 premières années, puis dégressif selon la durée annuelle de fonctionnement les 5 années suivantes ; pour l'offshore, ce prix est de 13 c/kWh, avec indexation sur l'inflation durant 10 ans puis tarif dégressif sur 10 ans. C'est surtout EDF qui se trouve dans l'obligation de racheter l'électricité éolienne à prix réglementés ; ce surcoût (par rapport aux prix de marché) est ensuite payé par ses abonnés par le moyen de la Contribution au service public de l'électricité (CSPE). En 2012, le coût d'achat moyen par EDF était de 87,4 /MWh (8,74 c€/kWh) pour un prix de marché estimé être en moyenne de 45,5 /MWh, soit un surcoût de 92 %[89].

En 2013, la Cour des comptes a évalué la politique de développement des énergies renouvelables. Son rapport (du 25 juillet 2013) souligne des difficultés et un coût très élevé pour cette politique : « pour un objectif d'augmentation de production de chaleur et d'électricité de source renouvelable de 17 Mtep entre 2005 et 2020, le résultat en 2011 n'est que de 2,3 Mtep pour un engagement financier de 14,3 Md€. L'objectif 2020 sera donc très coûteux à atteindre. Les difficultés rencontrées dans la mise en œuvre de cette politique conduisent donc à un coût croissant pour la collectivité, avec des contreparties socio-économiques en termes d'emplois et de commerce extérieur qui ne sont pas toujours à la hauteur des attentes. » ; La Cour préconise de nouvelles conditions de soutien et d'autres choix ; elle encourage l'État à être plus performant en étant plus sélectif dans l'attribution de ses aides, et en soutenant un effort de recherche suffisant sur les technologies d’avenir ; avec une valorisation du « coût du carbone » à un niveau plus élevé. Des dispositifs de soutien mieux liés au marché permettraient aussi de mieux responsabiliser les producteurs, et d'atténuer le coût pour la collectivité[C 1].
Parmi les huit recommandations de la Cour, on note[C 2] :

  • réserver les appels d’offres aux filières les plus en retard dans la réalisation de leurs objectifs de capacité et aux installations qui ne bénéficient pas d’un tarif d’achat fixé par arrêté, afin d’éviter les effets d’aubaine ;
  • réserver les moyens de soutien aux installations les plus efficientes compte tenu de leur coût, de leur part dans la production énergétique et de leur contenu en emplois ;
  • revoir le principe du financement par le seul consommateur d’électricité des charges de soutien aux énergies renouvelables électriques, compensées par la Contribution au service public de l'électricité (recommandation déjà formulée par la Cour en 2011).

La cour reconnait que le développement de la filière éolienne est freiné par la complexité du cadre juridique. Les délais d'instruction par les services administratifs sont longs. L'empilement des réglementations multiplie les motifs de recours par les opposants dans près d'un projet sur trois ; le délai entre le dépôt d'un projet et sa mise en service serait en France de six à huit ans, contre deux ans et demi en moyenne en Allemagne selon l'association de professionnels France Énergie éolienne. La capacité cumulée des projets en attente de raccordement équivaut à celle raccordée depuis l'origine[C 3]. La Cour note cependant que les recours des investisseurs contre les décisions de refus de construire sont plus fréquents que ceux des opposants contre les autorisations, dont le succès est en outre plus limité ; une enquête du Conseil général de l’environnement et du développement durable en 2011 a évalué le taux de refus par les préfets des demandes de permis de construire des parcs éoliens à 47 % ; 41 % de ces refus font l'objet de recours en première instance, dont la moitié aboutit, et 56 % des dossiers jugés font l'objet d'un recours en appel, déposés généralement par des porteurs de projet ; par ailleurs, 31 % des autorisations de construire recensées avaient fait l’objet de recours de tiers devant le juge administratif, mais 78 % des autorisations contestées sont confirmées par le tribunal ; 88 % des décisions des tribunaux administratifs font l'objet d'un recours en appel[C 4].

En 2014, un rapport de la CRE[90] préconise une révision du mécanisme de soutien à l'énergie éolienne. La CRE estime que la filière est mature et que beaucoup de projets ont été rentables pour les actionnaires, excessivement parfois, et aux dépens des consommateurs qui paient la CSPE. Les situations sont cependant contrastées selon les conditions de vent des parcs audités ; le SER note que ce rapport repose sur des données de parcs mis en service de 2007 à 2012, dans les meilleurs gisements de vent (1 500 à 3 900 heures/an) où la rentabilité de 5% attendue par les investisseurs a pu être dépassée, voire doublée, dans les zones très venteuses (plus de 2 900 heures/an) alors que les parcs éoliens mis en service depuis ou devant l'être auront une moindre rentabilité car les zones avantageuses sont toutes exploitées[91]. La CRE estime que le coût d'investissement devrait baisser, mais ce n'est pas l'avis du SER, au moins à court terme, en raison des nouvelles générations de machines qui arrivent et en raison d'un coût croissant de raccordement au réseau supporté par les producteurs (hausse attendue de 55 % entre 2014 et 2016, dont le SER aimerait qu'elle soit supportée de manière partagée avec les gestionnaires de réseaux)[91]. La CRE préconise en 2014 une généralisation des appels d'offres pour l'éolien terrestre et l'abandon du soutien par le prix d'achat ou des révisions régulières « afin de refléter le niveau des coûts », mais la filière craint une chute significative de rentabilité, comme cela s'est passé dans la filière photovoltaïque quand la tarification est devenue « dynamique » (évoluant par trimestres à la baisse en fonction du nombre de raccordements, et de procédures d'appels d'offres)[91].

Le Conseil d'État ayant annulé le 28 mai 2014 l'arrêté du 17 novembre 2008 qui fixait les conditions d’achat de l'électricité éolienne, la CRE a publié une délibération précisant que cette annulation ne donne pas droit à un remboursement de la CSPE ; le Conseil d'État avait été saisi d’un recours pour excès de pouvoir le 6 février 2009 par l'association Vent de Colère, qui demandait l'annulation de cet arrêté pour excès de pouvoir, car il institue une aide d'État qui aurait dû être notifiée à la Commission européenne ; une longue procédure en avait résulté, au cours de laquelle le Conseil d'État, le 15 mai 2012, avait saisi la Cour de justice de l’Union européenne d’une question préjudicielle pour savoir si le dispositif devait être considéré comme une intervention de l'État ou au moyen de ressources d’État, ce qui constitue l’un des critères de qualification d’une aide d’État ; la CRE a été saisie de 40 000 demandes de remboursement de tout ou partie de la CSPE, fondées notamment sur l’illégalité du tarif éolien ; la CRE fait valoir que selon une jurisprudence constante, l’annulation d’une aide d’État n’entraîne pas l’annulation de l’impôt qui la finance lorsqu’il n’existe pas de lien d’affectation contraignant entre l’impôt et l’aide, c’est-à-dire lorsque le produit de la taxe n’influence pas directement le montant de l’aide[92].

L'association anti-éoliennes « Vent de colère » a déposé le 1er septembre 2014 un nouveau recours devant le Conseil d'État pour annulation du nouvel arrêté, paru le 1er juillet, destiné à remplacer celui de 2008 qui avait été annulé par le Conseil d'État en mai 2014. Selon elle, la notification à Bruxelles de ce nouvel arrêté n'a pas été effectuée dans les formes requises, et de plus son contenu n'est pas conforme aux nouvelles directives européennes qui requièrent une intégration des prix de marché dans le calcul des tarifs[93].

Attitude de l'opinion publique[modifier | modifier le code]

Stand d'opposants à l'implantation d'un parc éolien dans une foire.

En octobre 2012, selon le baromètre d’opinion sur l’énergie et le climat en 2012 publié par le ministère de l'Écologie[94], 75 % des Français « trouvent plutôt des avantages » au choix de l'éolien (79 % chez les moins de 25 ans, 63 % chez les 70 ans et plus). Parmi les inconvénients cités, la « dégradation du paysage » arrive en tête (43 %), suivie par l'intermittence de la production (39 %) et le bruit (34 %). L'adhésion est plus forte dans les zones rurales : 85 % des sondés habitant en zone rurale estiment que l'énergie éolienne est « plutôt avantageuse » contre 70 % pour ceux habitant des villes de plus de 100 000 habitants.

Contrairement à l'Allemagne par exemple, les coopératives citoyennes d'énergie sont rares en France, et le premier parc éolien initié et notablement financé par des citoyens ouvre en 2014 à Béganne (Morbihan), après dix ans de mobilisation[95].

Alors que 50 % des permis de construire étaient attaqués en justice sur la période 2012-2014, poussant à des retards pouvant dépasser trois ans selon l'Ademe, 70 % d'entre eux finissent en 2017 devant un tribunal administratif ; ainsi, le délai moyen pour la mise en route d'un nouveau parc est généralement de 7 à 9 ans, contre 3 à 4 ans en Allemagne. Sur 500 décisions de justice rendues entre 2000 et 2014, 39 % d'entre elles ont annulé un permis de construire ou confirmé le refus d'en octroyer un. Pourtant, selon une enquête Ifop de 2016 pour France Énergie Éolienne, l'un des deux lobbies professionnels, l'éolien aurait une image positive pour 76 % de la population française comme auprès des riverains ; un sondage BVA de 2015 pour le Syndicat des énergies renouvelables (SER) auprès d'habitants directement concernés, ne relevait que 9 % de détracteurs, 6 % de méfiants et 20 % d'indécis. Plusieurs mesures ont été annoncées en janvier 2018 par Sébastien Lecornu, secrétaire d'État auprès de Nicolas Hulot : supprimer le premier degré de juridiction de proximité (le tribunal administratif), pour passer directement à l'étape de la cour administrative d'appel, comme cela se pratique déjà pour les grands projets éoliens en mer, tous expédiés à la cour de Nantes ; réunir en un seul texte les diverses autorisations environnementales ; réduire à deux mois le délai de décision des préfets après la conclusion des commissaires-enquêteurs[96].

Intégration au réseau électrique[modifier | modifier le code]

Fin 2017, sur 13 559 MW éoliens installés, 950 MW sont raccordés au réseau de transport (RTE - Réseau de transport d'électricité) et 12 609 MW aux réseaux de distribution (Enedis, ELD et EDF-SEI pour la Corse)[2] ; l'éventuelle mise en service des parcs éoliens en mer au début des années 2020 augmenterait fortement la part raccordée au réseau de transport.

L'intégration au réseau des éoliennes implique non seulement leur raccordement au réseau, mais aussi, en amont, des renforcements du réseau de distribution et parfois, encore plus en amont, des renforcements du réseau de transport ; RTE élabore donc des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) en partant des objectifs fixés par les Schémas régionaux Climat-Air-Environnement (SRCAE), en concertation avec les régions et les gestionnaires des réseaux de distribution ; au 31 mars 2014, neuf S3REnR ont été approuvés et publiés, et trois sont déposés et en cours d'approbation ; le total des objectifs 2020 des SRCAE pour l'éolien terrestre atteint 28 600 MW, largement supérieur à l'objectif national de 19 000 MW ; pour les 12 régions ayant déposé leur S3REnR, le cumul des objectifs 2020 atteint 23 100 MW (éolien + photovoltaïque), dont 11 000 MW déjà installés ou en file d'attente ; RTE a donc réservé 12 100 MW pour les EnR, dont 5 100 MW de réseau existant (marges de capacité suffisantes), 2 200 MW de renforcement non exclusivement dédiés au raccordement des EnR et 4 800 MW dédiés aux EnR ; le financement de ces travaux d'ici 2020 est estimé à 1 200 M€, dont 150 M€ seront à la charge des producteurs[97].

Le raccordement de la production éolienne offshore est l'un des principaux projets de RTE en cours au début 2017 : les lignes d'évacuation de la production des 6 parcs éoliens en projet (3 000 MW) seront des liaisons doubles à 225 kV, d'abord sous-marines du parc en mer jusqu'à la côte, puis souterraines entre la jonction d'atterrage et le poste 225 kV de raccordement ; les projets pour les parcs de Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Nazaire et Saint-Brieuc ont été soumis à l'enquête publique fin 2015 ; ceux du Tréport et d'Yeu-Noirmoutier sont en phase de concertation[98].

Au 31 décembre 2014, 80 % de la production du parc éolien est suivie en temps réel grâce à des télémesures, qui permettent à RTE d'alimenter un modèle d'observation et de prévision : IPES (Insertion de la production éolienne et photovoltaïque sur le système) ; les prévisions sont également alimentées par les données météorologiques ; IPES permet de réduire à 4,4 % l'écart horaire moyen horaire entre la production prévue la veille et la production réalisée[P 3].

Le gestionnaire du réseau électrique français RTE estimait en 2005 que l'intégration de l'électricité éolienne dans le réseau actuel est possible sans difficultés majeures à hauteur de 10 à 15 GW, en particulier grâce à la présence en France de trois gisements de vent peu corrélés, qui permettront un lissage de la production meilleur qu'en Allemagne ou au Danemark ; il précise que, alors qu'une éolienne isolée ne produit pas plus de 15 % de sa puissance nominale durant la moitié du temps, le foisonnement à l'échelle de la France situe la production journalière moyenne entre 20 % et 40 % du parc total installé[99].

RTE (Réseau de transport d'électricité), une filiale de EDF, achemine le courant électrique à travers le réseau. Ce courant électrique doit avoir une fréquence de 50 Hz (en France comme dans de nombreux pays à travers le monde, voir article : Réseau électrique).

Une éolienne raccordée au réseau se doit donc de fournir cette fréquence, quelle que soit la vitesse du vent. Cette fréquence constante peut passer par une vitesse de rotation constante des pales. Cette dernière est alors obtenue par régulation notamment avec l'orientation des pales. Mais il est également possible de faire fonctionner une éolienne à vitesse de rotation variable en utilisant un convertisseur de fréquence tel qu'un cycloconvertisseur.

Dans le cas d'une éolienne synchrone, si la vitesse du vent est trop faible (par exemple moins de 10 km/h), l'éolienne s'arrête en raison des forces de frottement sec qui s'opposent à la rotation de l'hélice. Cette diminution de la vitesse de rotation ne permet plus de fournir cette fréquence. Dans ce cas, l'éolienne n'est donc plus productrice d'électricité, mais pourrait au contraire devenir consommatrice, elle est donc automatiquement déconnectée du réseau.

Si la vitesse du vent est trop forte (supérieure à 100 km/h par exemple), l'éolienne est mise en sécurité et déconnectée du réseau, ses pales sont mises en drapeau et s'arrêtent pour éviter des sollicitations qui pourraient les briser. Certaines éoliennes récentes continuent à tourner mais à vitesse réduite, diminuant ainsi le nombre de déconnexions du réseau et augmentant la production moyenne par vent fort[100]. Le fabricant Français Vergnet produit des éoliennes de taille moyenne (270 kW et 1 MW) rabattables au sol en cas de cyclones tropicaux. Ces éoliennes sont les seules à être adaptées aux zones caraïbes, pacifique où les cyclones sont fréquents[101].

Une étude de Hervé Nifenecker, de l'association Sauvons le climat, montre qu'en combinant les excédents de production éolienne en période ventée et ceux des centrales nucléaires en périodes de faible demande (nuits, week-ends, jours fériés), il serait possible de produire de l'hydrogène pour alimenter 5 millions de voitures équipées de piles à combustible ou de turbines à gaz, à un coût compétitif par rapport à celui de l'hydrogène produit en Allemagne[102].

Vulnérabilité aux tempêtes[modifier | modifier le code]

Le , la tempête Carmen a arraché une éolienne de 62 mètres de haut et d'environ 260 tonnes à Bouin, en Vendée ; l'hypothèse d'une mini-tornade est envisagée pour expliquer ce phénomène[103].

Conflit d'intérêts[modifier | modifier le code]

En deux ans (juin 2013-avril 2015), sept condamnations d’élus ont été prononcées pour prise illégale d’intérêt et recel de prise illégale d’intérêt concernant des installations d’éoliennes. Le Service central de la prévention de la corruption, organe rattaché au ministère de la Justice, a alerté, dans un rapport publié en 2014, sur la gravité du phénomène. En avril 2015, le ministre de l’Intérieur Bernard Cazeneuve, a souligné, devant le Sénat, qu’« un élu municipal, propriétaire d'un terrain sur lequel il est prévu ou envisagé d'implanter une éolienne, qui participerait à une séance du conseil municipal au cours de laquelle un débat, en dehors de tout vote, aurait lieu sur le projet d'ensemble d'implantation d'éoliennes sur le territoire de la commune, pourrait effectivement être poursuivi pour prise illégale d'intérêts »[104].

Pour éviter ces affaires de conflits d’intérêts entre les élus des collectivités, à la fois juges et partie, et des développeurs éoliens, France Énergie éolienne (FEE) et l'association Amorce (association nationale des collectivités, des associations et des entreprises pour la gestion des déchets, de l’énergie et des réseaux de chaleur) ont signé, le 2 octobre 2015, une charte de bonnes pratiques en faveur de projets éoliens territoriaux et concertés. En signant cette charte, la collectivité s’engage à s’assurer que si un élu détient un intérêt direct ou indirect sur le projet éolien (en particulier sur le foncier), celui-ci s’abstiendra de toute présence et de toute participation aux votes du conseil municipal. La collectivité doit également communiquer sur le projet éolien, les prestataires locaux et le bilan des éoliennes. De leur côté, les développeurs doivent étudier la possibilité d’une participation de la collectivité ou des citoyens au financement du parc et créer un projet d’accompagnement pour le public[105].

Conflit avec les activités militaires[modifier | modifier le code]

La présence des éoliennes peut gêner les vols à très basse altitude et perturber la détection par radar. Les éoliennes étaient déjà interdites dans les couloirs d'entrainement des forces aériennes RTBA (réseau à très basse altitude) et dans un rayon de 30 km autour des radars militaires. Mais la croissance du parc éolien et celle de la taille des éoliennes rend le problème de plus en plus conflictuel, et l'armée a bloqué 3 000 MW de projets éoliens quasiment aboutis, dont 2 500 MW avaient pourtant déjà reçu un avis favorable de sa part, selon le syndicat France Énergie éolienne (FEE). L'armée envisagerait d'élargir la zone interdite autour des radars à 50 km, voire 60 km, et de refuser désormais tout projet dans les zones d’entraînement Voltac (secteur de vols tactiques) et Setba (secteur d’entraînement à très basse altitude), ce qui menacerait 9 000 à 10 000 MW de projets ; près de 60 % du territoire seraient interdits. Des solutions existent : radars complémentaires là où les éoliennes masquent le signal, pales et mâts « discrets » dotés d’un revêtement ne perturbant pas les radars, logiciel intégrant l’existence d’un parc dans le champ de détection. Les ministères de la Défense et de l'Environnement négocient un compromis[106].

En 2015, selon les syndicats des entreprises éoliennes, 4 000 MW à 6 000 MW de projets étaient bloqués par l'armée ; en Europe, selon Vestas, ce sont 20 000 MW qui seraient bloqués pour les mêmes raisons. Vestas teste des pales « furtives » en fibre de carbone dont l'empreinte radar serait réduite à 70 m2 au lieu de 200 m2 pour les pales classiques en fibre de verre[107].

En 2017, FEE estime qu’environ 6 500 MW de projets sont gelés par l’armée. Les contraintes militaires et autres (habitations, monuments, centrales nucléaires, zones Natura 2000, aéroports, radars météorologiques…) se sont multipliées : elles interdisaient 12,3 % du territoire métropolitain au développement des éoliennes en 2013, 50,25 % en 2016 et ce pourcentage, une fois l’ensemble de ces obstacles pris en compte, pourrait monter à 86 % dans un proche avenir du fait d'un projet d’extension de la zone tampon autour des radars militaires d’un rayon de 30 km (norme actuelle) à 70 km[108].

Politique de développement de l'éolien[modifier | modifier le code]

Le Plan d'action national en faveur des énergies renouvelables, établi en application de l'article 4 de la directive 2009/28/CE de l'Union européenne et des décisions du Grenelle Environnement[109], prévoyait pour 2020 une production éolienne de 57 TWh grâce à une puissance installée de 25 GW, dont 6 GW d'éoliennes en mer (les premières installations en mer étaient censées entrer en service en 2013, date qui a depuis été repoussée à 2018). La durée annuelle de fonctionnement retenue était de 2100 heures pour les éoliennes terrestres et 3000 heures pour les éoliennes en mer.

L'ADEME a élaboré, en vue des débats sur la transition énergétique de 2012-2013, un scénario prospectif volontariste visant la division par 4 des émissions de gaz à effet de serre sur le territoire national d'ici 2050, qui prévoit pour l'éolien une puissance installée en 2030 de 34 GW à terre et 12 GW en mer et en 2050 : 40 GW à terre et 30 GW en mer ; la capacité des STEP (centrales de pompage-turbinage) passerait de 5,5 GW en 2012 à 7 GW en 2030 ; en 2050, une STEP marine pourrait être construite[110].

Les nouveaux objectifs de la PPE fixés en 2016 en application de la loi sur la transition énergétique sont : 15 000 MW en 2018 et 21 800 MW à 26 000 MW en 2023[2].

Depuis juin 2013, toutes les régions ont adopté leur schéma régional éolien (SRE), document défini par la loi Grenelle 2 de 2010, qui précise les parties du territoire favorables au développement de l'énergie éolienne et fixe un chiffre de puissance potentielle à fin 2020[111] :

Puissance installée au 31 mai 2014 et objectifs des schémas régionaux éoliens (en MW)
Région Puissance installée
au 31 mai 2014
Puissance à venir
d'ici à 2017
Objectifs 2020
des SRE
Champagne-Ardenne 1 320 2 054 2 870
Picardie 1 249 1 956 2 800
Centre-Val de Loire 809 996 2 600
Bretagne 802 1 012 1 800 à 2 500
Lorraine 758 857 1 500
Nord-Pas-de-Calais 585 778 1 082 à 1 347
Pays de la Loire 561 771 1 750
Languedoc-Roussillon 473 730 2 000
Midi-Pyrénées 415 743 1 600
Poitou-Charentes 385 659 1 800
Basse-Normandie 259 316 850 à 1 150
Haute-Normandie 256 484 851 à 1 076
Auvergne 241 280 800
Bourgogne 164 483 1 500
Rhône-Alpes 163 404 1 200
Limousin 47 137 600
Provence-Alpes-Côte d'Azur 46 46 545
Départements &
Territoire d'outre-mer
44 65 Guadeloupe 118
Guyane 12
Martinique 10 à 40
Réunion 35
Collectivités d'outre-mer 39 39
Franche-Comté 30 75 600
Corse 18 24 54
Alsace 12,5 12,5 100
Île-de-France 0,06 44 200 à 540
Aquitaine 0 0 350 à 720
Total France 8 679 12 967 27 627 à 29 807

Ces chiffres ne prennent en compte que les sites éoliens terrestres. Ils sont largement supérieurs à ceux de la programmation pluriannuelle du gouvernement, établie en 2009, qui vise 19 000 MW. Le parc français au 31 mai 2014 représente 30 % des objectifs des SRE, et la puissance prévue fin 2017 en représente 45 % ; il est donc très probable que les objectifs des SRE ne seront pas atteints en 2020.

L'État mise beaucoup sur la R&D pour stimuler le développement de la filière éolienne ; il a lancé en août 2011 un appel à manifestation d'intérêt ciblé sur les machines de grande capacité : le projet « Grand Éolien » ; parmi les lauréats retenus en juin 2013, on peut noter :

  • le projet Eolift qui vise à repenser la structure d'une éolienne pour la rendre plus compétitive et plus respectueuse de l'environnement : au lieu des tours d’éoliennes traditionnelles en acier nécessitant des grues de très grande taille, rares donc peu disponibles et coûteuses, pour monter les turbines, Freyssinet et les laboratoires publics LMR et LOMC vont développer une tour en béton pouvant supporter des turbines de puissance > 3 MW dotée d'une méthode de levage inédite permettant de se passer des grues de grande capacité ; cette technologie permettrait d'accélérer la construction des parcs et de réduire de l’ordre de 15 % les coûts liés au mât et à la fondation ; la tour en béton est également moins énergivore que celle en acier[réf. nécessaire] ;
  • le projet Jeolis qui vise à transformer la force du vent en électricité de façon plus économique et plus efficace : Jeumont Electric et les laboratoires publics L2EP et Tempo vont développer industriellement un alternateur hybride composé d’un rotor bobiné dont les performances sont améliorées par un nombre très réduit d’aimants permanents, permettant de réduire le coût des alternateurs et de leur entretien, tout en proposant des performances similaires voire supérieures aux systèmes à aimants permanents conventionnels, et réduisant par quatre la masse d'aimants, donc la dépendance aux approvisionnements en terres rares ;
  • le projet Wind Process qui va chercher à développer une filière française de roulements de grande dimension (jusqu’à 4 mètres de diamètre) destinés aux applications éoliennes, créant à terme 130 emplois : le groupe NTN-SNR et les laboratoires publics Ensam et ARTS) appliqueront les procédés de production les plus innovants afin d’accroître la fiabilité des roulements et de diviser par 20 l’énergie électrique consommée lors de leur traitement de surface ;
  • le projet AOF (Alstom Offshore France) qui porte sur l’industrialisation de la fabrication d’aérogénérateurs de grande puissance plus performants de type Haliade 150, conçus spécifiquement pour l'offshore (6 MW, rotor de 150 m de diamètre) ; trois usines seront créées, dont deux à Saint-Nazaire pour l'assemblage des nacelles et pour la fabrication des alternateurs à aimants permanents, et la troisième à Cherbourg pour la fabrication des pales[56].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. ce taux est plus élevé que celui de la part de l'éolien dans la production car une part importante de la production est exportée.
  2. 1 tep vaut 11,6 MWh, soit une puissance moyenne sur l’année de 11,6 / 8760 h = 1,32 kW ; 13 300 ktep/an sont donc équivalents à une puissance moyenne de 17,5 GW.
  3. Foisonnement : en installant des éoliennes dans des régions bénéficiant de régimes de vent différents, on réduit le risque d’absence de vent ; par exemple, l'absence de vent en mer du Nord peut être partiellement compensée par du vent en vallée du Rhône ; mais très peu d'éoliennes ont pu être installées en vallée du Rhône du fait des très fortes oppositions locales.
  4. Directive 2001/77/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité. Selon cette directive, la part d'énergie électrique d'origine renouvelable produite en France à l'horizon 2020 devait être de 21 % contre 15 % en 1997.
  5. Décret du 4 mars 2009, publié au Journal officiel du 6 mars, modifiant le décret 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par des producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat.

Références[modifier | modifier le code]

  1. a et b p. 7.
  2. p. 20.
  3. p. 16.
  1. a et b p. 15.
  2. p. 13 à 15.
  1. p. 10
  2. p. 26
  3. p. 27
  1. p. 127-128.
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]