Quelle électricité en France pour 2035 AR v6 © Alain RICAUD Nov-Déc 2019 Page 59
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.
Le ministère de l’Industrie annonce en avril 2012 le résultat de l’appel d’offres portant sur la réalisation des premiers parcs éoliens offshores en France. Cinq zones sont 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, est retenu pour le champ de la baie de Saint-Brieuc (480 à 500 MW). Enfin, le site du Tréport est déclaré infructueux. Le coût de production de ces parcs est annoncé à 230 € /MWh !
Le deuxième appel d’offres dans l’éolien offshore est 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 CRE avait recommandé ce choix. 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€ à la charge de la collectivité. Ce qui signifie un coût d’investissement de 3,5 € /Wc, 2 fois plus élevé que le coût des centrales solaires photovoltaïques en plein champ en 2018.
Le 14 avril 2015, la ministre de l’Environnement confirme le lancement du troisième appel d’offres pour la fin 2015 et présente 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. C’est finalement la zone de Dunkerque qui est choisie pour cet appel d’offres, lancé le 4 avril 2016 (pour une mise en service prévue en 2022). Le 10 mai 2016, EDF Énergies Nouvelles (EDF EN) annonce 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 tota l sera de 6 milliards d’euros soit 4,14 €/Wc ! Le 22 novembre 2016, EDF Énergies Nouvelles acte 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 parcs ne pourront être mis en service qu’en 2022. La construction des éoliennes prendra deux ans à terre, et leur installation en mer à nouveau deux ans. Si la mise en service du premier parc intervient en 2022, celle de chaque parc aura ensuite lieu avec cinq ou six mois de décalage. Si ce planning est respecté, il se sera écoulé dix ans entre le lancement de l’appel d’offres et la première mise en service ! Les associations anti-éolien déposent 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 2023.
Les candidats au septième appel d’offres pour le futur parc éolien en mer de Dunkerque lancé en 2016, avaient jusqu’au 15 mars 2019 pour déposer leur offre. Le prix étant le critère majeur de sélection ; le ministre de la Transition énergétique et solidaire, François de Rugy, espèrait que cet appel d’offres serait le premier à produire de l’électricité au prix du marché (autour de 55 à 60 euros/MWh), sans subventions. Le 21 juin 2019, François de Rugy, annonce que le projet est confié au consortium formé par EDF, l’allemand Innogy et le canadien Enbridge pour installer un champ éolien en mer situé au large de Dunkerque (Nord), qui devrait produire à compter de 2026 près de 600 MW. Le consortium bénéficiera pendant vingt ans d’un tarif garanti d’achat de l’électricité produite plafonné à 50 €/MWh. Ce prix d’achat, très inférieur à celui des six premiers appels d’offres (142 €/MWh hors raccordement), a permis au Premier ministre Édouard Philippe d’annoncer une révision à la hausse du volume d’appels d’offres pour l’éolien en mer dans le cadre de la Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui passera à 1 GW par an. Le prochain projet à être soumis à appel d’offres sera à Oléron (Charente-Maritime), pour une puissance de 500 à 1 000 MW, et une procédure de débat public a été lancée pour identifier un nouveau site en Manche.
Renégociation des prix et conditions pour ces parcs éoliens en mer
En juillet 2017, la CRE 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