1. DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉNÉRALITÉS

L’éolien redécouvert

L’énergie éolienne est utilisée par l’homme depuis des millénaires : navigation, moulins, pompage.

Elle a joué un rôle économique relativement important au cours des siècles avant d’être supplantée par

les énergies fossiles à partir du début du 19ème siècle. Si quelques prototypes d’éoliennes génératrices

d’électricité ont vu le jour dès le milieu du 20ème siècle, notamment en France, en Grande-Bretagne et

au Danemark, ce n’est que dans les années 80 que l’éolien industriel commence vraiment à se

développer et dans les années 90 qu’il connaît un véritable essor dans un certain nombre de pays.

Le développement de l’éolien s’inscrit dans le cadre de la promotion des énergies renouvelables, face

aux dangers que représente à l’échelle planétaire le recours massif aux énergies fossiles. D’autre part

l’énergie éolienne bénéficie d’une façon générale d’une bonne image auprès du public malgré les

oppositions locales qui naissent fréquemment autour des projets pour des motifs environnementaux.

En fait, l’éolien industriel qui aujourd’hui ne s’impose toujours pas économiquement, voit son

développement lié aux politiques plus ou moins incitatrices propres à chaque pays, ce qui conduit à

des situations très contrastées d’un pays à un autre.

La situation actuelle

A l’échelle mondiale la puissance éolienne installée, insignifiante au début des années 90, atteint

aujourd’hui environ 40 000 MW2 et s’accroît de 6 à 7 000 MW par an pour une part encore très

modeste − de l’ordre de 0,4% − de la production d’électricité mondiale. La plus grande partie de la

puissance installée (75%) se trouve en Europe, trois pays venant largement en tête : l’Allemagne,

l’Espagne et le Danemark avec respectivement environ 15 000, 5 000 et 4 000 MW. Ces parcs

produisent de l’ordre de 4% de la consommation d’électricité en Allemagne ainsi qu’en Espagne et

18% au Danemark3. La Grande Bretagne qui possède le premier potentiel éolien d’Europe et les Pays-

Bas sont également actifs dans la filière. Hors Europe seuls les Etats-Unis ont un parc significatif de

6 000 MW principalement localisé en Californie.

1 Le « Groupe de Réflexion sur l’énergie et l’environnement au XXIème siècle « GR21 » rassemble (sous l’égide

de la SFEN*) une centaine de scientifiques, ingénieurs, économistes, chercheurs et médecins qui ont exercé

pendant de longues années des responsabilités dans l’industrie ou la médecine nucléaires, et ont engagé une

réflexion approfondie sur les problèmes énergétiques et environnementaux. Dégagés de leurs obligations

professionnelles, ils s’expriment en toute liberté.

* Société Française de l’Énergie Nucléaire (société savante).

2 1 MW (mégawatt) représente une puissance de 1000 kW (kilowatts).

3 6 TWh sur 34 consommés ; mais une partie des 6 TWh est probablement exportée vers l’Allemagne en période

de faible consommation danoise et fort vent. En Allemagne, 20 TWh « éoliens » sur une consommation totale de

500 TWh. 1 TWh (térawatt-heure) représente un million de MWh (mégawatt-heure), soit un milliard de kWh.

La France, avec seulement 405 MW4 de puissance installée fin 2004, figure parmi les pays européens

les moins équipés, bien que possédant le deuxième potentiel éolien d’Europe. Il est vrai que la très

faible quantité d’énergie fossile consommée pour sa production d’électricité n’impose pas, au niveau

national, le recours à l’éolien comme chez certains de ses voisins.

Cependant pour répondre à l'objectif indicatif auquel la France a souscrit en 2001 auprès de l’Union

Européenne dans le cadre d’une directive (21% d’énergie renouvelable dans sa production d’électricité

à l’horizon 2010) un tarif très avantageux d’achat de la production éolienne a été mis en place cette

année-là5. C’est ainsi qu’après un très lent démarrage qui a vu les premières installations industrielles

n’apparaître sur notre sol qu’en 1997, la filière n’a pris véritablement son essor qu’en 2001.

Jusque là principalement concentrés en Languedoc-Roussillon, région particulièrement bien ventée

(45% du parc français) les projets d’installations industrielles se développent aujourd’hui dans de

nombreuses régions, en particulier : Pays de Loire (22%), Nord - Pas de Calais (13%) et Bretagne. La

croissance du parc s’est fortement accélérée ces dernières années : + 90 MW en 2003 et + 156 MW en

2004. Les régions insulaires (Corse et DOM-TOM représentent 15% de la puissance installée. Avec un

temps d’utilisation moyen en France de 2500 heures6, la production annuelle est aujourd’hui d’environ

1TWh soit 0,2% de la consommation nationale d’électricité.

Ces chiffres montrent que, malgré un certain dynamisme de la filière dans plusieurs pays industrialisés

où les projets se sont multipliés, (plus de 15 000 éoliennes sur le sol allemand), sa place reste très

modeste en terme de production. Son développement devrait néanmoins se poursuivre, voire

s’accélérer et sans doute s’étendre en dehors du cercle des pays industrialisés7, en continuant à

bénéficier lorsque nécessaire d’impulsions au niveau politique, mais aussi grâce à une meilleure

rentabilité des projets liée aux progrès techniques et industriels de la filière.

Sur le plan technique, la puissance unitaire des machines proposées par les constructeurs, restée

longtemps inférieure au MW, est aujourd’hui couramment de 2,5 MW et des prototypes de 5 MW

sont en cours de réalisation. Ces niveaux de puissance devraient permettre d’améliorer la compétitivité

des projets et d’accroître leur taille afin d’assurer, en réduisant le nombre de sites, une meilleure

maîtrise des impacts environnementaux. Des dispositions allant dans ce sens sont inscrites dans la loi

de programme fixant les orientations de la politique énergétique afin d’éviter le « mitage » excessif

observé dans certaines régions du Danemark ou d’Allemagne.

L’augmentation de la puissance des machines devrait également faciliter le développement des projets

offshore, qui nécessitent d’importants travaux de fondation et de raccordement. Malgré le peu

d’expérience et de références sur ce type d’installations, beaucoup d’espoirs sont aujourd’hui fondés

sur l’éolien offshore. Ainsi l’Allemagne, qui voit la croissance de son parc à terre ralentir depuis deux

ans, mise sur la réalisation de grands parcs au large de ses côtes afin de produire en éolien 15% de ses

besoins en électricité à l’horizon 2030.

Quelles sont les prospectives françaises ? L’arrêté du 7 mars 2003 fixe pour 2007 des objectifs

compris entre 2000 et 6000 MW, pour respecter une croissance annuelle du parc sur les trois ans à

venir comprise entre 500 et 1500 MW, (elle a été de 156 MW en 2004). L’ADEME donne également

une large fourchette pour l’horizon 2010, de 7000 à 14000 MW installés, et une progression au delà de

2010 proche de 2000 MW/an dont 40% offshore.

Qu’en sera-t-il vraiment ? Examinons plus en détail les atouts et les défauts de cette filière sous ses

différents aspects pour essayer de mieux évaluer la place qu’elle est susceptible de tenir dans

l’approvisionnement en énergie, notamment dans notre pays, au cours des décennies à venir.

4 78 parcs regroupant 628 éoliennes.

5 Arrêté ministériel « Cochet » du 8 juin 2001

6 Chiffre indiqué par la DGEMP comme moyenne, que nous retiendrons en soulignant qu’il apparaît optimiste.

7 Le Maroc a déjà engagé un programme éolien relativement important avec notamment le parc de Koudia Al

Baïda à 20 km au nord de Tetouan, où sont installées 84 machines de 600 kW en service depuis 2001 (parc

réalisé par une société à capitaux français, dont EDF à 49 %).

2. QUELQUES DONNÉES TECHNIQUES

Énergie récupérable

L'énergie récupérable – celle qu’il est possible de prélever de l'énergie cinétique du vent – est

proportionnelle à la surface balayée par le rotor et au cube de la vitesse du vent.

La puissance maximum récupérable est donnée par la loi de Betz : P = 0,37. S. V 3

où S est la surface balayée et V est la vitesse du vent.

En pratique, une éolienne démarre avec des vitesses de vent autour de 10 à 15 km/h, atteint sa

puissance nominale pour des vents de 50 km/h et doit être arrêtée pour des raisons de sécurité quand

le vent atteint 90 km/h. Le profil type de la puissance fournie en fonction de la vitesse du vent est ainsi

le suivant :

Les éléments constitutifs d'une éolienne.

Une grande éolienne moderne est constituée de plusieurs éléments :

• Une tour cylindrique en acier d’une hauteur pouvant aller jusqu'à 100 mètres dans laquelle se

trouve l'échelle d'accès et les câbles de raccordement. À son pied est implanté le

transformateur d'adaptation au réseau électrique.

• Une nacelle située en haut de la tour, qui contient les installations de production d'électricité

(multiplicateur et générateur) et de pilotage (orientation et freinage)

• Le rotor qui comporte en général trois pales. L’avènement des matériaux composites a permis

d'importants progrès notamment sur la forme, la dimension et les caractéristiques mécaniques

des pales.

Dans les éoliennes modernes de production d'électricité, le rotor tourne lentement (30 à 40 tours par

minute), alors que les générateurs classiques de série tournent à 1500 tours/min environ. L’utilisation

de ces alternateurs classiques, intéressants au plan économique car produits en grande série, nécessite

l’interposition d’un multiplicateur de vitesse, pièce lourde et coûteuse. Pour les grandes éoliennes la

tendance est au développement de génératrices spéciales à basse vitesse dites « à attaque directe »,

entraînées directement par le rotor. Deux fabricants (Jeumont et Enercon) ont développé ce type de

matériel.

Les dispositifs de pilotage et de freinage sont des éléments essentiels de la survie des éoliennes : la

plupart des accidents sont venus d’un défaut de freinage des machines qui doivent être impérativement

arrêtées dès que la vitesse du vent atteint 90 km/h. Divers systèmes de freinage existent, on en installe

généralement au moins deux pour assurer une meilleure sécurité.

Éoliennes terrestres ou offshore ?

Le développement de l'éolien s'accompagne d'une course à la puissance : le standard est passé de 750

kW par machine au milieu des années 90 à 2,5 MW actuellement.

Les limitations de l'éolien terrestre sont bien connues (impact sur le paysage, limitation du nombre de

sites, perception de nuisances par la population). Les ressources en mer sont plus importantes, le vent

y est plus fort et surtout plus régulier. L'offshore (implantation en mer) apparaît donc intéressant, mais

de nombreux défis restent à relever :

• Compenser le coût des projets (nécessairement plus élevé) par une augmentation de taille des

machines (3 à 5 mégawatts) ce qui nécessite des développements importants notamment sur la

technologie des pales

• Concevoir des machines à faible entretien, résistant aux conditions marines et à durée de vie

longue.

Le plus grand parc offshore en service actuellement est celui de Middelgrunden au Danemark (20

éoliennes de 2 MW). Le programme allemand table sur plus de 15 000 MW offshore en 2020 (voir

chapitre 5). La France vient, en septembre 2005, de retenir sur appel d’offres un projet de 21 machines

de 5 MW à Veulette sur mer, au large des côtes de la Seine Maritime.

L'insertion des éoliennes dans les réseaux électriques

Comme on l'a vu, une des caractéristiques de l'éolien est d'être intermittent. Il conviendra donc de

disposer d'un réseau comprenant une puissance installée de réserve, prête à démarrer dès que les

éoliennes s’arrêtent. On dispose actuellement de quelques éléments pour chiffrer cette puissance de

réserve nécessaire : Elle est estimée à 90% de la puissance éolienne en Allemagne, mais ce chiffre

élevé est dû au nombre d’heures de fonctionnement particulièrement faible dans ce pays (1500 h/an en

moyenne). En France, où l’on table sur une production moyenne de 2500 h/an8, on peut espérer que la

puissance thermique en réserve n’excédera pas les 2/3 de la puissance éolienne installée, compte tenu

du foisonnement des aléas sur un grand réseau. L’obligation d’une reprise très rapide en cas d’arrêt

brutal des éoliennes impose des centrales thermiques à flamme maintenues à basse puissance ou de

l’hydraulique de barrage : les batteries, malgré d’importants progrès, sont très loin d’offrir la puissance

nécessaire.

L’installation d’un parc éolien important dans une même région peut poser un grave problème de

réseau en cas d’arrêt forcé de l’ensemble des machines. La question se pose de façon cruciale pour les

quelque 15 000 MW que les Allemands projettent d’installer en Mer du Nord : en cas de tempête avec

des vents nécessitant l’arrêt des 15 000 MW, comment assurer l’alimentation du réseau ?

En outre, des problèmes d’intégration demeurent :

• Dans les régions isolées alimentées par des centrales diesel (les îles par exemple) le recours à

l’éolien paraît particulièrement intéressant. Il semble cependant que la technologie pour

réguler le couplage éolien - diesel soit actuellement chère et insuffisamment fiable. On peut

cependant espérer des développements significatifs.

• Sur les grands réseaux, l'insertion de l'éolien pose des problèmes d'adéquation des fréquences

dès lors que la proportion d'éolien devient significative.

Le stockage

Une des caractéristiques essentielles de l’énergie du vent étant son intermittence, on pense

immédiatement à un dispositif de stockage de l’énergie excédentaire produite pour permettre son

utilisation pendant les périodes d’absence de vent.

Les accumulateurs peuvent être utilisés pour des installations isolées et de petite taille (quelques kW).

Seules les batteries au plomb, bien qu’encombrantes, sont bien adaptées aux fluctuations propres aux

éoliennes.

8 Ce chiffre officiel, correspondant à un « rendement » de 29% est résolument optimiste si l’on se réfère aux

résultats enregistrés.

Pour des puissances plus importantes, des retenues hydrauliques peuvent être envisagées quand la

topologie s’y prête. Dans ce cas on installe une turbine entre deux réservoirs haut et bas.

L’énergie éolienne en excès sert alors à remplir le réservoir supérieur dont l’eau sera turbinée pour

fournir du courant en pointe. Cette méthode ne peut être envisagée que dans des sites très particuliers

et est limitée en puissance par la capacité des réservoirs et la hauteur entre les deux réservoirs.

Reste le stockage que l’on pourrait appeler virtuel qui consiste à mettre au crédit de l’énergie éolienne

l’hydraulique des barrages à laquelle on n’a pas fait appel pendant des périodes de production

éolienne.

Cette conception ne s’applique que très partiellement au cas français où les barrages sont en réserve

pour assurer principalement les pointes de consommation.

À terme, un programme massif de l’éolien nécessiterait donc le développement de nouvelles

technologies de stockage ; mais celles-ci n’existent pas aujourd’hui. En particulier, la production

d’hydrogène n’apparaît pas être à considérer à l’échelle de temps des programmes éoliens envisagés

actuellement. La production d’hydrogène nécessite par ailleurs des investissements lourds,

techniquement et économiquement mal adaptés à un fonctionnement intermittent et aléatoire.

La sécurité

Quatre incidents ayant entraîné des dégâts importants ont été constatés à ce jour en France

• En 2000, le mât d'une machine de Port la Nouvelle (Aude) s’est plié lors d'une tempête.

• En 2002, lors de l'installation d'une des éoliennes de Névian (Aude) l'une des pales s’est

détachée et a entraîné l'effondrement du mât.

• En 2004 à Boulogne : cassure d’une puis deux pales au niveau de la tête du rotor avec rupture

du mât à mi-hauteur.

• En 2004 à Dunkerque, couchage d'une éolienne, le mât et une partie de la fondation ayant été

arraché, suivi de l'éclatement de la nacelle, du rotor et des pales.

À la suite de ces incidents et à la demande du Ministère de l'Industrie, le Conseil Général des Mines a

engagé une étude sur la sûreté de ces installations9 :

L’analyse des incidents constatés en France et à l'étranger (l’Allemagne et le Danemark représentent

un bon échantillon statistique) permet de dégager les risques suivants :

• L’effondrement de la machine : La zone de risque correspond à la surface limitée par un

cercle de rayon correspondant à la hauteur totale, pales comprises (soit 150m environ).

• La projection d'objets : la zone de risque, si l'on en juge par l’expérience allemande peut

atteindre plusieurs centaines de mètres

• L’impact de la foudre : La zone de risque de choc électrique se limite aux abords immédiats

mais des projections peuvent résulter d'effets induits comme l'explosion d’une pale.

• Les accidents du travail : il s'agit des risques classiques liés au travail à grande hauteur ou en

présence d'équipements sous haute tension ; c'est dans ce domaine que sont recensés 95 % des

décès dus à l’éolien constatés dans le monde.

En conclusion la probabilité d'un accident de personnes du public apparaît très faible dès lors que

les précautions élémentaires d'éloignement des constructions sensibles sont prises ; la procédure

du permis de construire apparaît suffisante pour maîtriser ce paramètre. En revanche, la probabilité

d'occurrence d’accidents du travail lors du montage, de l'exploitation et de la maintenance ne

saurait être négligée.

9 Conseil général des Mines : rapport n° 04-5 sur la sécurité des installations éoliennes- juillet 2004. Disponible

sur le site www.cgm.org

3. DONNÉES ÉCONOMIQUES

Coûts

Le coût du kilowattheure éolien dépend d’un grand nombre de paramètres ; outre les paramètres

classiques comme le taux d'actualisation, certains sont soit mal connus du fait du manque d'expérience

(durée de vie, maintenance, production annuelle selon le site) soit évolutifs (investissements, taille des

machines). Ainsi la prévision d’un coût ne peut être que très provisoire et à mettre à jour en

permanence. Nous nous basons ici sur l'étude publiée en octobre 2004 par le Ministère de l'Industrie10.

Cette étude élabore des coûts prévisionnels pour des fermes éoliennes terrestres mises en service

industriel (MSI) en 2007 et en 2015 et de caractéristiques suivantes :

MSI en 2007 MSI en 2015

Puissance unitaire (MW) 2 3,2

Nombre d’aérogénérateurs de la ferme 6 20

Durée de vie (années) 15 20

Hauteur au moyeu (m) 78 100

Diamètre des pales (m) 80 100

Les productions annuelles varient avec les sites et les conditions climatiques. Avec la technologie

disponible en 2007, on estime la production annuelle équivalente à 3000 heures à pleine puissance

pour les très bons sites et à 2000 heures pour les sites moyens11. Un gain de 10% est attendu avec la

technologie disponible en 2015 du fait d'un meilleur rendement pour un vent donné, et de

l'augmentation de la vitesse du vent liée à l’augmentation de hauteur.

Le coût d'investissement se décompose en moyenne comme suit :

• Machines : 70 %

• Génie civil, transport, montage : 10 %

• Raccordement (très variable selon les sites) 12 %

• Divers (études et gestion de projet) : 8 %

En se plaçant dans une hypothèse de développement soutenu de la filière, les coûts d’investissement,

exprimés en Euros de 2001, passeraient de 1020 €/kW en 2004 à 922 €/kW en 2007 et 785 €/kW en

2015.

À noter que, dans le cadre d’une telle étude de coûts de production, les investissements d’adaptation

du réseau ne sont pas pris en compte ; les coûts de démantèlement ont été par ailleurs supposés

couverts par la revente des composants en fin de vie. L’enlèvement du socle n’est pas considéré.

Les coûts annuels d'exploitation sont estimés à 2,5 % du coût d'investissement en 2007 et à 2 % en

2015.

Les taxes annuelles (fiscalité locale) se situent entre 0,7% et 1,1% du montant de l’investissement.

Les hypothèses retenues conduisent, pour un taux d’actualisation de 8%, aux coûts de production

suivants, en Euros par MWh 12:

10 DGEMP-DIDEME Coûts de référence de la production électrique- Deuxième partie : moyens de production

décentralisés. 15/10/2004. Version pdf téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr (dgemp/publications)

11 En France, la production et les facteurs de charge sont publiés mois par mois et site par site (voir www.suivieolien.

com/francais/SUIVI/SVFranceE.asp). La production a été équivalente à 1960 heures à pleine puissance en

2003, 2130 h en 2004 et sera de l'ordre de 2000 en 2005. Ces valeurs sont nettement supérieures à celles

enregistrées en Allemagne.

12 Pour l’éolien offshore, les Danois et les Allemands se basent sur un surcoût du MWh de l’ordre de 30 %, dû

aux difficultés de montage et de maintenance, et aux coûts de raccordement au réseau.

Durée de fonctionnement annuelle → 2000h 2500h 3000h

MSI en 2007 63,4 €/MWh 51,5 €/MWh 43,6 €/MWh

MSI en 2015 52,6 €/MWh 42,8 €/MWh 36,4 €/MWh

NB. En France la durée de fonctionnement annuelle moyenne constatée sur la période 2003-2005 est de l'ordre de 2000h

Ces coûts ne tiennent pas compte des externalités liées à l’intermittence de l’éolien, qui peuvent être

importants en fonction des sites et des réseaux concernés.

.

À titre de comparaison les coûts de référence établis dans les mêmes conditions d’actualisation sont,

pour différents types d'énergie13 :

Charbon pulvérisé Charbon LFC Gaz cycle combiné Nucléaire EPR

MSI en 2007 35,1 €/MWh 36,5 €/MWh 35,7 €/MWh

MSI en 2015 33,7 €/MWh 32,0 €/MWh 35,0 €/MWh 28,4 €/MWh

Retombées financières locales

La construction des centrales éoliennes nécessite des moyens de montage très performants compte

tenu de la grande hauteur notamment en matière d’engins de levage. Les équipements sont par ailleurs

fabriqués par un petit nombre d’industriels européens, sans possibilité de localisation importante. On

ne peut donc pas attendre en France de retombées économiques significatives à la construction.

Pendant la phase exploitation, deux sujets suscitent l’intérêt :

• La fiscalité locale sur la production et le foncier. Elles représentent, annuellement, de l’ordre

de 1% du montant de l’investissement

• La rente de situation liée à l’obligation d’achat de l’électricité à un tarif élevé faite aux

électriciens. (cf. ci après)

Prix de rachat de l’électricité produite ; Rentabilité

L’arrêté du 8 juin 2001 fixe le prix d’achat par EDF de l’électricité produite suivant le tableau ci après

:

Qualité des sites

Durée annuelle de fonctionnement

de référence

Années 1 à 5

(€/MWh)

Années 6 à 15

(€/MWh)

Années 16 et au-delà

Deuxième contrat

(€/MWh)

1900 h et moins 83,8 83,814 44,2

Entre 1900 et 2400 h 83,8 Interpolation

linéaire

44,2

2400h 83,8 59,5 44,2

Entre 2400 et 3300 h 83,8 Interpolation

linéaire

44,2

3300 h et plus 83,8 30,5 44,2

Ce tarif bénéficie d’une indexation annuelle. Il est applicable en France métropolitaine. Le tarif pour la

Corse et les DOM-TOM est supérieur de 12 €/MWh en moyenne.

Si l’on se réfère aux coûts prévisionnels, ces prix d’achat sont très incitatifs. Les investissements

bénéficient de plus des conditions d'amortissement dégressif extrêmement favorables accordées aux

équipements de production d'énergie renouvelable (Articles 39 AA et AB du Code Général des

13 DGEMP-DIDEME : « Coûts de référence de la production électrique ». Décembre 2003. Version pdf

téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr (DGEMP/publications). Le gaz y est estimé à 3,3$/MBTU et

le charbon à 40 €/t, mais les rejets de CO2 ne sont pas pris en compte.

14 Cette pérennité du prix d’achat pour les sites médiocres est paradoxale, car elle n’incite pas à la recherche de

sites « rentables ».

Impôts15. On a ainsi constaté un foisonnement de projets déposés après la publication de l’arrêté.

La Commission de Régulation de l’Électricité (CRE) a estimé que ce tarif entraîne une rentabilité

après impôt des fonds propres de 13% pour une durée de fonctionnement de 2000 heures par an et 26

% pour 3000h par an16.

Ce tarif engendre un surcoût égal au prix d’achat de l’éolien minoré seulement de l’économie

correspondante de combustible fossile ou nucléaire. Les graphiques ci-dessous présentent les surcoûts

annuels pour des puissances installées en 2010 de 5000 MW (prévision du gouvernement) et de 12000

MW (prévisions de certains acteurs de la filière éolienne)

Le surcoût cumulé sur les vingt prochaines années serait, selon la CRE, compris entre 7 et 11 milliards

d’euros dans l’hypothèse de 5000 MW installés en 2010 et compris entre 17 et 26 milliards pour

12 000 MW installés. Ces surcoûts ne prennent pas en compte ceux liés à la disponibilité de centrales

thermiques nécessaires pour assurer la sécurité d’alimentation du réseau face à l’intermittence de

l’éolien.

L’éolien offshore

Quant à l’éolien offshore, un premier projet français de 105 MW (21 machines) vient d’être lancé à

Veulettes sur mer.

Un communiqué du ministère de l’Industrie17 annonce un « prix d’achat garanti de 100€/MWh, à

comparer à 45 €/MWh, prix de l’électricité sur le marché de gros ». Il estime pour ce seul projet un

« surcoût annuel de 17 M€ à la charge des consommateurs » tout en soulignant ─ mais peut-être

s’agit-il d’humour ─ que « ce projet permettra aux Français d’apprécier l’intérêt de l’éolien

offshore. »

Les enjeux industriels :

15 Ces dispositions permettent à un investisseur avisé, avec un parc croissant, d’économiser la totalité de son

impôt sur les sociétés. Un perte pour l’Etat finalement à la charge du contribuable.

16 Avis de la Commission de Régulation de l’Electricité en date du 5 juin 2001 –version pdf téléchargeable sur le

site www.cre.fr (délibérations)

17 Communiqué de presse N° 462 du ministère de l’Industrie du 14 septembre 2005.

9

Les politiques de soutien au développement de l'éolien dans plusieurs pays, particulièrement pour

l'Europe en Allemagne et au Danemark, ont conduit à l'émergence d'un marché, certes artificiel, mais

stable et garanti. Une industrie s'est développée, dominée par les constructeurs allemands, américains

et danois qui se sont appuyés au démarrage sur leur marché intérieur. Ce sont aujourd'hui les

principaux intervenants sur le marché français:

Constructeurs Part de marché français en 2004

GI Wind Energy (US) 35%

Vestas (DK) 24%

Enercon (D) 14%

RE Power (D) 11%

Jeumont (F) 11%

Autres 5%

Les constructeurs français perdent du terrain car ils ne disposent pas de machines de forte puissance.

Le groupe AREVA s'intéresse à la construction d'éoliennes, d'autant qu'une synergie peut être

développée avec son pôle Transmission-Distribution repris à Alstom. Après s'être intéressé a l'achat du

danois Bonus (finalement repris par Siemens), il a acquis en septembre 2005 21,1% du capital de

l'allemand RE Power, spécialisé dans les turbines à forte puissance particulièrement bien adaptées aux

implantations off shore.

4. DONNÉES ÉCOLOGIQUES

Aspects paysagers

Nulle installation de production d’énergie n’est exempte d’un certain impact paysager.

A l’instar de l’énergie solaire, le vent est une énergie diffuse et de très faible densité. Son intensité

augmente avec la hauteur au-dessus du sol. Les installations tendent donc vers de fortes puissances,

avec des hélices de grand diamètre, ayant leur axe très au-dessus du sol. On est passé du standard de

300 kW (80m de haut) au début des années 90 au standard terrestre de 2,5 à 3,5 MW (130 à 150m de

haut) à partir de 2004. Par ailleurs, l’effet de traîne conduit à devoir espacer les éoliennes les unes par

rapport aux autres.

Ainsi, compte tenu de l’intermittence du vent, il faut par exemple 6000 éoliennes d’1 MW couvrant

420 km² pour produire autant d’électricité qu’une centrale conventionnelle (charbon, gaz, nucléaire)18

de 1500 MW qui occupe 1 km².

Cela n’a qu’une importance relative dans les régions industrielles déjà largement couvertes d’édifices

plus ou moins hauts et sans attrait touristique. Les éoliennes doivent cependant être implantées sur les

hauteurs, là où le vent souffle à son maximum. Si l’on y ajoute la rotation des hélices, les installations

industrielles éoliennes (baptisées « fermes » sans doute pour en atténuer l’impact psychologique) se

remarquent de loin.

Les pays qui se sont lancés résolument dans la production éolienne d’électricité ont couvert des

régions entières d’éoliennes.

La distance de visibilité des éoliennes croît avec le carré de la hauteur de celles-ci. Ainsi une éolienne

de 300 kW nominal (80 m de haut) est visible à 10 km en terrain plat, alors qu’une éolienne de 2,5

MW nominal (150 m de haut) est dans les mêmes conditions visible depuis 45 km. Ces distances sont

en fait bien plus importantes car les éoliennes sont préférentiellement situées sur des points hauts.

Cette visibilité revêt une importance toute particulière dans les régions touristiques ou comportant un

patrimoine architectural historique.

Sur les côtes, la ressource éolienne est importante. Ainsi la façade atlantique européenne est-elle

privilégiée pour l’éolien. Un bilan économique tourisme / éoliennes devrait s’imposer préalablement à

toute décision d’implantation.

18 Notons qu’il faut aussi disposer d’une puissance « conventionnelle » presque aussi importante pour suppléer

les éoliennes pendant les 80% du temps où le vent fait défaut.

Notons que, quoiqu’ils n’y soient pas obligés, les investisseurs enterrent généralement les lignes pour

limiter l’impact visuel global.

Autres aspects environnementaux

Les plus

Une énergie renouvelable : Le vent est renouvelable, et ainsi les kWh produits à partir de l’énergie

éolienne épargnent d’autant les ressources limitées de la Planète en pétrole, gaz, charbon, et uranium.

En cela, l’éolien contribue incontestablement au développement durable.

Rejets : Le vent est une énergie propre : elle n’engendre aucun rejet19.

Effet de serre : L’éolien ne rejette aucun gaz à effet de serre autre que celui dû à la fabrication des

matériaux employés (ciment, acier, etc.). C’est ce qui explique son engouement dans des pays comme

le Danemark et l’Allemagne, deux gros producteurs européens de CO2.

Les moins

Bruit : La technologie des éoliennes a fait de grands progrès en matière de bruit. Il demeure qu’avec

l’accroissement de puissance unitaire des machines, le bruit engendré reste perceptible de loin (45

dBA à 300 m pour les machines de dernière génération), et la distance entre une installation éolienne

et l’habitat n’est pas à ce jour fixée20.

Interférences hertziennes : La rotation des hélices interfère avec les ondes hertziennes, et une étude

soignée doit être faite pour vérifier que cela n’entraîne aucune gène vis-à-vis des riverains.

Oiseaux : Les côtes constituent des routes migratoires traditionnelles, et les pales en rotation des

hélices constituent un danger pour les oiseaux migrateurs (la vitesse périphérique des pales peut

atteindre 300 km/h)21.

Effet stroboscopique : Plusieurs associations (allemandes notamment) se plaignent du fait que les pales

d’hélice cachant le soleil à intervalles lents et réguliers peut avoir à la longue des répercussions

psychologiques graves sur les riverains.

Démantèlement : La tenue de mâts pouvant dépasser les 100 m de hauteur et sollicités par le vent

s’exerçant sur de gigantesques pales nécessite l’implantation de socles de plusieurs centaines de tonnes

de béton armé enfoncés en terre. Si l’enlèvement des parties aériennes des éoliennes est explicitement

mentionné sur la plupart des contrats, ceux-ci sont généralement discrets sur le démantèlement de ces

énormes blocs de béton.

Kyoto et la place de l’énergie éolienne

L’énergie éolienne contribue à limiter la production de gaz carbonique, notamment dans les pays où

l’électricité est essentiellement produite à base de ressources fossiles. C’est le cas du Danemark où

l’éolien réduit de 18 % la production d’électricité à partir de charbon et, à un degré sensiblement

moindre, de l’Espagne et de l’Allemagne. A l’inverse, lorsque la part des énergies fossiles dans la

production d’électricité est faible (cas de la Suède, de la Suisse et de la France), l’éolien ne permet

pratiquement pas de réduire les rejets de CO2.

19 Cette qualité constitue un avantage essentiel dans des pays bien ventés comme la Grèce comportant de

nombreuses îles, où l’éolien se substitue en partie aux diesels, jusqu’alors seule source d’électricité, qui

entraînent une pollution massive de la mer Égée.

20 La jurisprudence semble donner 500m, mais cette distance est généralement jugée insuffisante par les

riverains.

21 Très sérieusement les californiens utilisent une nouvelle unité : le « nombre d’oiseaux tués par MW et par

an » − sic −. Ce chiffre (0,05) devrait, selon les promoteurs d’éoliennes, diminuer : les oiseaux (tout au moins

ceux qui ont réchappé !) modifieraient à la longue leurs trajets migratoires.

5. L’EXPÉRIENCE ALLEMANDE

L’expérience allemande22 est la plus significative en Europe et au monde, et mérite à ce titre qu’on s’y

attarde.

Situation actuelle

15 000 machines sont en service fin 2003, totalisant 14600 MW, pour une production de

20 TWh 23, soit une durée équivalente pleine puissance de 1400 heures (sur 8760, soit 16%).

Prévisions en 2030

Les emplacements se faisant rares, l’accroissement du parc éolien repose sur un « Repowering »,

remplacement des anciennes petites éoliennes (30 à 500 kW installées dans les années 90) par de plus

puissantes (2,5 à 3,5 MW, 150m de haut) et, à partir de 2010, un accroissement considérable de la

puissance avec un objectif de 36 à 42 000 MW en 2030, dont 20 à 25 000 MW offshore.

La durée d’utilisation annuelle en mer est estimée à 4000h dans la zone utile de 10 à 20m/s (35 à 70

km/h). Cependant les coûts de construction en mer et des lignes HT en courant continu pour acheminer

l’énergie jusqu’à la terre ferme sont si élevés que l’auteur doute de la rentabilité de l’éolien marin.

La moitié de la puissance offshore serait implantée en Mer du Nord jusqu’à

100 km des côtes, et un projet pilote de 60 MW a été engagé à Borkum-West pour un montant de 125

à 140 M€.

Expérience d’exploitation

L’électricien E.ON a distribué 115 TWh en 2002, dont 8 ont été fournis par

5800 MW éoliens répartis dans toute l’Allemagne.

La figure ci-dessous montre les écarts de production d’énergie au cours d’une année.

L’électricien KEV (Région de l’Eifel) s’appuie sur une puissance de 73 MW, où l’éolien peut atteindre

50 MW selon une courbe de disponibilité analogue à la précédente. Il souligne que l’éolien n’a rien

fourni par exemple le 17 décembre 2001, un jour de pic de la demande. En novembre de cette même

année, la puissance est passée d’un jour à l’autre de 0 à 50 MW.

Ces deux exemples illustrent la difficulté d’insérer harmonieusement dans le réseau la contribution très

fluctuante de l’éolien sur l’année.

Quelques données économiques

La subvention annuelle à l’éolien représente 1,3 G€ (milliard d’Euros), et s’élèvera à 3,5 G€ lorsque

l’éolien fournira 10% de l’électricité.

22 Extrait de « International Journal Energy Technology and Policy », Vol 3, 1er semestre 2005, par Helmut Alt,

Ingénieur électricien, ancien chef de département à la RWE.

23 Sur un total de 500 TWh, soit 4%.

Les électriciens allemands sont tenus d’acheter à 85 €/MWh (soit 3 fois le coût de l’électricité

classique) tout le courant produit par les éoliennes, y compris aux heures où il n’y a pratiquement

aucune demande.

E.ON prévoit un budget de 850 M€ en 2016 en achat d’électricité pour compenser les défaillances de

l’éolien, plus 550 M€ pour le réseau de transport et distribution de l’éolien.

A ce même horizon, l’électricien RWE prévoit de son côté la construction en thermique classique (ou

l’approvisionnement en importation) de 400 MW pour suppléer aux défaillances de l’éolien.

Les accidents d’éoliennes sont relativement fréquents, entraînant des indemnisations de 45 M€ par les

assurances, pour une prime globale de 30 M€, l’incidence étant de 3€ par MWh.

S’il est à peu près possible de prévoir les variations de vent d’un jour à l’autre, il est en revanche

impossible de les prévoir à long terme, d’où la nécessité de puissance de réserve (thermique),

notamment pour les périodes anticycloniques d’hiver, où la puissance appelée est à son maximum et

les éoliennes … en drapeau.

Conclusion

Le retour d’expérience de l’éolien allemand, tel que rapporté par H. Alt, s’avère décevant :

􀂾 Peu d’électricité produite (20 TWh soit 4 % de la production allemande) en raison de la faiblesse

du vent pour les installations à l’intérieur des terres,

􀂾 Coût élevé pour la collectivité,

􀂾 Nécessité de dimensionner le parc de production thermique pour faire face aux jours sans vent,

fréquents notamment en hiver,

􀂾 Difficultés pour faire face aux variations rapides de charge (en période creuse, le dispatching peut

d’ores et déjà devoir faire face à des variations de charge de 10 % par minute).

Il apparaît clairement au vu des exemples donnés que l’électricité éolienne n’est pas une électricité

décentralisée, car elle a besoin d’être secourue par un réseau THT puissant et, dans certaines

conditions, de déverser son trop plein de production dans un réseau THT.

Les projets de développement massif de l’éolien en mer suscitent de fortes réticences, malgré l’intérêt

d’y bénéficier de conditions de vent beaucoup plus favorables, pour les raisons suivantes :

􀂾 Coût très élevé des machines installées en mer et du raccordement au réseau électrique,

􀂾 Éloignement des lieux de consommation (distance moyenne de l’ordre de 1000 km),

􀂾 Risque de perte simultanée de milliers de MW en cas de tempête en Mer du Nord nécessitant la

mise à l’arrêt de l’ensemble du parc.

L’éolien a atteint en Allemagne un niveau tel que les oppositions, parfois violentes, s’intensifient,

comme en témoignent « Libération » du 25 août 2005 ou un numéro de 2003 du « Spiegel » qui

qualifie l’éolien de « Saccage du paysage hautement subventionné ».

6. L’ÉOLIEN EN FRANCE

Cadre réglementaire

Le cadre réglementaire du développement de l’éolien en France en vigueur ces dernières années24

est défini dans la loi N° 2000-108 du 10 février 2000 et repose sur les dispositions générales

suivantes qui restent en vigueur jusqu’en février 2007 :

- L’installation d’une éolienne d’une hauteur supérieure à 12m nécessite un permis de

construire.

- Un projet dont la puissance totale installée sur un même site est supérieure à

2,5 MW doit faire l’objet d’une étude d’impact et d’une enquête publique.

- Obligation d’achat par EDF de l’électricité produite à un tarif préférentiel fixé par arrêté

ministériel pour les parcs de puissance inférieure à 12 MW.

C’est au niveau des régions et des départements, dans le cadre des enjeux locaux d’aménagement

du territoire, que sont définies les contraintes auxquelles sont soumises les implantations de projets

éoliens.

A l’échelle de la région un schéma régional éolien peut être mis en place (ce n’est pas une

obligation) indiquant les secteurs géographiques les mieux adaptés à l’implantation d’éoliennes. Ce

document qui se limite à émettre des recommandations relatives à la recherche des sites n’a pas de

portée réglementaire.

Au niveau du département, un schéma départemental éolien, établi à partir de données techniques,

environnementales et patrimoniales du département, permet de définir et de répertorier :

- Des « territoires protégés » qui répondent à des servitudes techniques, environnementales ou

patrimoniales bien identifiées et où toute implantation d’éoliennes est interdite.

- Des « territoires très sensibles » à fortes contraintes, où les maîtres d’ouvrage devront démontrer

la compatibilité de leur projet avec les enjeux du site choisi.

En fait ces schémas éoliens, élaborés sur des critères variables d’un département à l’autre, sont des

documents de préconisation qui ne conduisent pas à un choix d’espaces susceptibles d’accueillir dans

de bonnes conditions des fermes éoliennes. Les dossiers de permis de construire qui comprennent

l’étude d’impact réalisée par le promoteur, et le rapport d’enquête publique sont soumis à l’avis des

différents services de l’État et normalement à la commission départementale des sites, avant

transmission au Préfet pour décision.

La situation

Le nombre de ces dossiers a littéralement explosé25 depuis l’adoption en 2001 de la tarification très

contraignante d’achat du kWh imposée à EDF. C’est sans véritable cadre juridique que les différents

services de l’État doivent instruire ces dossiers, dont le contenu est le plus souvent insuffisant pour

permettre de donner un avis solidement argumenté, laissant ainsi la place aux pressions de toutes

sortes. C’est ainsi que les projets, généralement soutenus par les municipalités très motivées par la

manne de la taxe professionnelle26, s’imposent souvent sans réelles justifications.

Les réactions de l’opinion

Ce contexte donne naissance à des réactions souvent très négatives des populations concernées qui

cherchent alors à faire obstacle aux maires et aux investisseurs.

C’est principalement l’impact paysager qui soulève et motive les oppositions et ceci à deux niveaux :

- Au niveau des riverains pour qui la vue ou la proximité d’une ferme éolienne portent une forte

atteinte au paysage familier, ressentie comme une agression, et qui entraîne en outre une dépréciation27

24 La nouvelle loi d’orientation sur l’énergie du 13 juillet 2005 apporte des modifications que nous verrons plus

loin.

25 Plus de 2500 demandes de permis de construire sont actuellement en cours d’instruction.

26 Une centrale de 5 éoliennes de 2 MW rapporte par an : 60 000 € à la commune, 60 000 € au département,

12 000 € à la région, 15 à 25 000 € au propriétaire du terrain. Source EDF.

27 Généralement estimée à 30%

du patrimoine immobilier, à la location comme à la vente. Le phénomène de « Nimby »28 apparaît dans

toute son ampleur au rythme des dépôts de dossiers.

- A un niveau plus large de populations, les oppositions sont motivées par la sauvegarde de sites

emblématiques soumis à la convoitise des investisseurs pour leur qualité aérologique (bords de mer,

crêtes dans les massifs montagneux …) et d’une façon générale par la protection des sites touristiques

paysagers ou architecturaux.

Ces oppositions s’organisent en associations très actives qui n’hésitent pas à attaquer les décisions

auprès des tribunaux administratifs, avec l’aide et l’appui dans leur action de fédérations bien

organisées et très professionnelles29. De nombreuses batailles sont ainsi engagées autour de sites

réputés30.

Hormis les oppositions mentionnées ci-dessus, qui sont essentiellement des oppositions de terrain,

l’énergie éolienne bénéficie aux yeux du grand public, en France comme ailleurs, d’une bonne image.

La plus populaire des énergies renouvelables, elle est parée, de façon un peu imaginaire, de toutes les

vertus écologiques bien sûr : propreté, proximité... mais aussi économiques : ressource inépuisable et

gratuite. Elle est très activement soutenue par les "Verts" qui la présentent couramment comme

« alternative au nucléaire » : Le slogan « Plus d’éoliennes, moins de nucléaire » fait recette auprès

d’un large public pour lequel le nucléaire n’est pas totalement accepté, tonalité soutenue par la plupart

des médias.

Les dispositions de la nouvelle loi sur l’énergie

Face à cette situation peu satisfaisante, une certaine réaction est apparue au niveau politique, et de

nouvelles dispositions concernant le développement de l’éolien ont été prises à l’occasion de la loi n°

2005-781 du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique.

La principale modification apportée par cette loi, est la définition au niveau des départements, de

« zones de développement de l’éolien », prenant en comptes leur potentiel éolien, les possibilités de

raccordement aux réseaux et la protection des sites et des paysages. Ces zones sont proposées par la ou

les communes dont tout ou partie du territoire est compris dans le périmètre proposé. Les propositions

précisent la fourchette de puissance pouvant y être installée et sont accompagnées de tous les éléments

permettant d’en apprécier les différents aspects techniques et environnementaux. La décision

appartient au préfet du département, après avis de la commission départementale des sites et paysages

et des communes limitrophes à celle (ou celles) ayant déposé la proposition. Aucune limite minimale

ou maximale de puissance n’est imposée, mais tout projet d’implantation de machines dont la hauteur

de mât dépasse 50 mètres est soumis à ces dispositions. L’acceptation du dossier entraîne, de facto,

l’obligation d’achat dont la tarification est inchangée.

Afin de tenir compte du long délai d’étude des projets et de préparation des dossiers, il est prévu que

les dispositions de la loi antérieure restent en vigueur pendant deux ans après la publication de la

nouvelle loi.

La place de l’éolien dans la production électrique

Examinons plus concrètement quel concours peut apporter l’éolien en France, où la production

d’électricité se répartit entre différentes sources primaires comme suit (année 2003) :

Nucléaire : 78%, production de base, modulation programmée ;

Hydraulique : 12%, à scinder en :

Production « au fil de l’eau » en base, et

Barrages.

Ceux-ci et le Thermique fossile (10%) sont essentiellement affectés aux pointes et au suivi de

charge.

28 Not In My Back Yard (Pas dans mon jardin)

29 La fédération « Vent de Colère » regroupe environ 250 associations locales.

30 Les Abers bretons, mont Mézenc, abbaye de Fontfroide, château de Touffou, site historique d’Azincourt, site

de Fécamp. On peut multiplier les exemples.

Comme précisé précédemment, la production intermittente et non garantie des parcs éoliens ne

permet pas de les substituer en tant que moyens de production aux centrales qui produisent de

l’énergie continue, indispensable pour la gestion et la sécurité d’alimentation du réseau. Ce n’est donc

pratiquement que la consommation de combustible évitée, fossile ou nucléaire, qui est à mettre au

crédit de l’éolien.

Avec un coût moyen de production de l’éolien de 51,5 €/MWh (voir chapitre 3 « Données

économiques » ci-dessus), et après déduction des coûts de combustible évité,

le surcoût réel (hors subventions) de l’éolien est de :

51,5 – 9 = 42,5 € / MWh en référence au nucléaire

51,5 – 25 = 26,5 € / MWh en référence au gaz naturel31.

La substitution de production nucléaire par de l’éolien est donc très largement déficitaire. Le bilan

par rapport au thermique gaz est moins défavorable et pourrait à terme s’approcher de l’équilibre si

l’on prend en compte les externalités évitées (notamment le CO2), évaluées pour la filière à 14€ /

MWh, et si les prévisions de réduction de coût de la filière éolienne se réalisent. La hausse du prix du

gaz devrait également conforter la tendance.

Compte tenu de la structure du parc de production national où la faible part de la production

thermique fossile est nécessaire pour assurer les pointes de consommation et la sécurité de l’alimentation du réseau, l’essentiel de la production éolienne se substitue en fait, en France métropolitaine continentale, à du nucléaire. Le bilan, au plan national, est donc économiquement très négatif et ne présente que très peu d’intérêt pour la qualité de l’air et la lutte contre l’effet de serre, la consommation de combustible fossile ne pouvant être significativement réduite.

 Cette situation explique le lent démarrage de l’éolien en France, comme dans les pays ayant peu recours au thermique

(Suède, Suisse, Canada …) et les maigres résultats du plan « Eole 2005 » lancé en 1996.

C’est à partir de 2001, pour les raisons déjà évoquées, que le nombre de projets s’est multiplié,

portés souvent par des promoteurs étrangers mais aussi par de nouveaux promoteurs français32, tandis

que les équipements sont en majorité importés33. Malgré le délai de 3 ans en moyenne entre le début

d’un projet et sa mise en service, les objectifs officiels sont aujourd’hui de 2000 MW installés en 2007

et de 5000 MW en 2010.

Les dispositions tarifaires mises en place (précisées dans le chapitre 3) conduisent à un prix moyen

d’achat par EDF sur les 15 premières années d’exploitation d’un site, d’environ 30% supérieur au coût

de production de la filière. En fonction de la qualité du site, cette marge offre à l’investisseur une

rentabilité moyenne de 20% après impôts, tandis que le surcoût du prix d’achat par rapport au prix de

revient moyen des autres sources est refacturé par EDF aux abonnés34. Si l’objectif de 5 000 MW

d’éoliens installés en 2010 est atteint, le montant total ainsi refacturé atteindra cette année-là

540 millions d’euros35, tout ceci pour une production d’électricité inférieure à 2,5% de la

consommation nationale.

Comme le dénonçait la CRE dès 200136, le tarif d’achat de la production éolienne est trop élevé. Il

procure une rentabilité excessive aux investisseurs et engendre un surcoût anormal à la charge du

consommateur.

31 Ce calcul ne vaut qu’en métropole continentale ; dans les îles (Corse, DOM TOM), la référence est le fioul

brûlé dans des groupes électrogènes (rendement 25 %), et l’éolien a plus de chances d’y être compétitif.

32 EDF a créé une filiale – SIIF Energies - consacrée aux éoliennes qui a l’intention de prendre 30% du marché

français et qui travaille aussi à l’étranger.

33 Les deux principaux constructeurs français qui sont Jeumont Industrie et Vergnet S.A. ne figurent pas parmi

les dix premiers constructeurs mondiaux.

34 Ce surcoût est compris dans la « Contribution aux charges de service public » mentionnée sur les factures.

35 Calcul prévisionnel du surcoût facturé à l’abonné en 2010 :

- surcoût facturé par MWh éolien: écart entre prix d’achat du MWh éolien et prix de revient du MWh

nucléaire : 83,8 € - 30 € = 53,8 €/MWh

- énergie éolienne produite en 2010: puissance éolienne prévue 5 000 MW x nombre annuel d’heures à

pleine puissance 2 000 heures ( suivant statistiques des 3 dernières années ) = 10 000 000 MWh.

- surcoût total facturé : 10 000 000 x 53,8 = 538 millions d’€.

36 Commission de Régulation de l’Electricité, site www.cre.fr

Rappelons aussi le surcoût annuel de 17 M€ à la charge des consommateurs français pour les 105

MW du premier projet français offshore (voir chapitre 3).

On doit d’autre part remarquer que la France étant exportatrice d’électricité vers des pays voisins

gros consommateurs d’énergie fossile, notre production éolienne se substitue, in fine, à l’échelle

européenne, à de la production thermique fossile. L’éolien français trouve ainsi une certaine

justification au niveau de l’Europe, mais la charge correspondante devrait en toute rigueur être

supportée par les pays importateurs plutôt que par les consommateurs français.

L’avenir ?

Au-delà de cette anomalie on ne peut conclure sur le développement de l’éolien en France sans se

pencher sur la structure du parc de production de demain, ou plus simplement sur la place du

nucléaire.

Si la structure actuelle se maintient, c’est à dire une production de base essentiellement nucléaire,

un développement volontariste de l’éolien ne se justifie pas à l’échelle nationale.

Il pourrait en revanche se justifier à l’échelle européenne si des réductions de coûts significatives se

réalisaient sur la filière. Cela reviendrait à tirer profit du potentiel éolien de la France pour réduire la

consommation européenne d’énergie fossile, sous réserve qu’il n’en résulte aucun surcoût pour le

consommateur français ni aucune détérioration inacceptable de notre patrimoine paysager ou

historique.

En revanche, si la politique énergétique française devait s’orienter vers moins de nucléaire ou son

abandon à terme, quel que soit le développement de l’éolien, la France devrait, à plus ou moins brève

échéance, revenir à plus de thermique fossile pour faire face à ses besoins. Ce type de situation serait

bien difficile à gérer si l’on se fixe vraiment comme objectif prioritaire de réduire les émissions de

CO2, raison d’être des engagements de Kyoto, à l’origine de la directive européenne favorisant les

énergies renouvelables.

Enfin un aspect important concernant l’éolien en France est son impact environnemental ; La France

dispose en effet d’un patrimoine touristique de grande valeur qui représente beaucoup d’emplois et

constitue un enjeu essentiel de notre économie.

Les nouvelles dispositions votées devraient permettre un encadrement plus rigoureux des projets et de

leurs implantations.

                                       Conclusion

Si l’on s’en tient à la France continentale, l’éolien industriel n’a pas de justification économique et

n’apporte pratiquement rien au bilan des émissions de gaz carbonique. Pire, un développement

important rendrait nécessaire la mise en place de capacités thermiques supplémentaires pour assurer la relève de l’éolien pendant les pannes de vent (au moins 2/3 du temps), avec émissions de gaz à effet de serre, ce qui n’est évidemment pas le but recherché.

Le développement de l’énergie éolienne n’est dû qu’à une politique artificielle de subventions,

coûteuse pour le consommateur, poussée principalement par les opposants au nucléaire qui le

présentent à tort comme une alternative à celui-ci.

Cette forme d’énergie peut cependant se justifier lorsqu’elle se substitue, même partiellement, à du thermique (charbon, pétrole, gaz). C’est le cas pour la Corse et les DOM TOM, et en Europe pour de nombreux pays encore très tributaires du thermique fossile.

De par sa façade atlantique, la France dispose de gisements éoliens intéressants. Vu au niveau

européen un développement (bien conçu et respectueux des sites) de ces gisements pourrait,

par le biais des exportations d’électricité, éviter l’émission de gaz à effet de serre chez nos

voisins dont la production de base reste thermique. Mais est-ce au consommateur français qui

en subira les conséquences de payer la note ?