Energies Marines

Focus

État des lieux des projets éoliens au large des côtes françaises

Energies Marines

À l’occasion du salon ICOE/Seanergy de Cherbourg, nous vous proposons de revenir cette semaine sur le développement des énergies marines renouvelables en France. Avec notamment, dans cet article, un état des lieux des différents projets de parcs éoliens offshore, posés et flottants, qui doivent être construits dans l’Hexagone au cours des prochaines années. 

Un secteur français très en retard

Depuis un peu plus de dix ans maintenant, plusieurs projets de champs éoliens ont été élaborés sans pour autant avoir encore vu le jour. Alors qu’il existe plus de 4000 éoliennes offshores installées en Europe, principalement dans les pays du Nord, la France reste vierge de toute machine en exploitation commerciale. La raison tient notamment à la lenteur et la complexité des procédures admistratives pour les premiers projets français, qui ont essuyé les plâtres, tout en étant confrontés à de fastidieuses batailles juridiques liées à l’existence de nombreux recours d’opposants.

Un retard très important pour une filière industrielle naissante qui compte sur le développement du marché national pour être compétitive à l’export. Depuis peu, cette forme de production d’énergie apparaît comme rentable dans d’autres pays. Un signe qu’une fois arrivé à maturité technologique et industrielle, l’éolien offshore peut se tailler une place dans le mix énergétique. Cela est d’autant plus vrai qu’il s’agit, en l'état, de l’une des seules alternatives écologiques crédibles à l’utilisation d’énergies fossiles et nucléaires. Le développement de l’éolien offshore reste pour la France l’un des grands enjeux de la transition énergétique. La loi de 2015 ambitionne une part du renouvelable dans le mix énergétique français de 40% à l’horizon 2030 contre seulement 16.8 % aujourd’hui, dont la moitié est le fait de l’hydroélectricité.

En tout, dix parcs sont en attente de leur décision finale d’investissement. Ils se répartissent en six parcs commerciaux d’éoliennes posées et quatre parcs pilotes d’éoliennes flottantes. Les premiers sont issus de deux appels d’offres lancés en 2011 et 2013 (sélection en 2012 et 2014) et les seconds d’un appel d’offres unique en 2015 (sélection en 2016). Les deux types d’éoliennes n’ont pas le même objectif. Pour les versions posées, il s’agit d’une logique commerciale, la technologie étant déjà mature. Pour les versions flottantes, la démarche est plus expérimentale, l’idée étant d'éprouver des technologies innovantes, principalement en termes de moyens de flottaison, d’ancrages et de comportement en mer. 

Les parcs sélectionnés en 2012 sont situés au large de Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Brieuc et enfin Saint-Nazaire. Ceux qui l’ont été en 2014 concernent une zone au large des îles d’Yeu et de Noirmoutier d’une part, et une autre entre Dieppe et Le Tréport. Les six parcs se situent sur les côtes de la Manche et de l’Atlantique. Les quatre projets flottants de 2016 sont eux basés au large du phare de Faraman (Camargue), de Leucate / Le Barcarès et de Gruissan en Méditerranée, auxquels il faut ajouter une ferme-pilote en Atlantique entre Groix et Belle Île.

 

Le projet de parc pilote de Groix Belle-Ile (© EOLFI)

 

Le gouvernement souffle le chaud et le froid

Pour parer à ces délais de recours très longs, qui handicapent profondément la réalisation des projets, le gouvernement avait annoncé, en novembre dernier, le lancement d’un « permis enveloppe ». Celui-ci est inclus à l’article 34 du projet de loi « Un État au service d’une société de confiance ». Calqué sur le modèle juridique prévalant en Allemagne et aux Pays-Bas, il prévoit que ce sera désormais l’État qui sélectionnera le lieu d’implantation des futurs champs et obtiendra l’autorisation environnementale en amont de la procédure d’appel d’offres. Celle-ci serait ensuite transférée au lauréat qui pourrait rapidement lancer la construction des parcs concernés. Un dispositif censé faciliter la réalisation de champs éoliens.

Mais, dans le cadre de la mise en place de ce permis-enveloppe, il a été introduit au Sénat en mars dernier un amendement controversé. Celui-ci prévoyait la possibilité pour l’État de renégocier les conditions des appels d’offres, y compris ceux déjà attribués, « afin de l’améliorer, et en particulier de diminuer le montant du tarif retenu ». Il prévoyait même la possibilité, en cas d'échec des négociations, de mettre fin aux procédures et de les reprendre à zéro.

« En 2011 et 2013, l’État a lancé deux procédures de mise en concurrence pour désigner des candidats pour construire et exploiter six installations d’éoliennes en mer. À ce jour, aucun contrat d’obligation d’achat n’a été signé et aucune de ces installations n’est construite. 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 », précise le texte de l’amendement. « Les prix des parcs éoliens en mer ayant fortement baissé, l’État cherche à réduire le coût de soutien public des projets tout en confortant la filière éolien en mer ». Le coût de rachat de l’électricité serait fixé à près de 200 euros le mégawattheure en France alors que les spécialistes estiment que le coût de revient pourrait être de l’ordre de 50 euros le MWh après 2020 en Europe.

Pour les acteurs économiques concernés, le coût est amplement justifié. « On lance une nouvelle filière, c’est un enjeu de souveraineté nationale. Cela a forcément un coût. En revanche, nous créons de l’emploi. D’ailleurs, des industriels comme General Electric et Siemens s’engagent en construisant des usines », nous indiquait un acteur du secteur la semaine dernière. De même, le Syndicat des énergies renouvelables expliquait à Mer et Marine en avril dernier que le coût global annoncé par l’État (40.7 milliards d’euros) était selon lui surévalué. Le SER table de son côté sur une enveloppe de 12.4 milliards sur l’ensemble de la durée du projet, et ce sans compter les retombées économiques. Pour les collectivités locales, ce fut aussi un très mauvais signal. Elles ont été vent debout contre l’amendement.

Ce dernier a été rejeté massivement par le Sénat en première lecture. La commission mixte paritaire, réunissant sénateurs et députés, a échoué en avril à accoucher d’un accord. Les députés, issus principalement de la majorité, souhaitaient la possibilité pour l’État de remettre en cause les appels d’offres de l’éolien offshore, chose à laquelle se sont opposés les sénateurs. Un second amendement, similaire au premier, devrait être examiné cette semaine en première lecture à l’Assemblée nationale. Il ressort de ce bras de fer des délais supplémentaires pour la réalisation des parcs, qui accusent maintenant non seulement un retard commercial, mais aussi dans certains cas technologiques. Des évolutions par rapport aux projets initiaux pourraient donc intervenir. 

Les négociations entre l'Etat et les consortiums doivent en tous cas durer jusqu’à la fin juin, un arbitrage du premier ministre étant attendu en juillet. 

 

Les fondations d'éoliennes posées sont de trois types, monopieu, gravitaire et jacket (© EWEA)

 

Les détails techniques des parcs

Appel d’offres 2011-2012 pour l’éolien posé

Fécamp

Les énergéticiens retenus pour le projet de Fécamp sont EDF Énergies Nouvelles, Enbridge Inc. et wpd Offshore. De son côté, General Electric doit fournir 83 éoliennes de type Haliade 150 de 6 MW de puissance. Les fondations seront de type gravitaires. La puissance globale doit atteindre 498 MW. La superficie du champ est estimée à 67 km2 avec des éoliennes situées entre 13 et 22 km du rivage. La base d’exploitation et de maintenance devrait se trouver dans Le Port de Fécamp. La mise en service n’est pas escomptée avant 2021, suivant l’évolution de l’étude des recours.

Courseulles-sur-Mer

Pour le champ de Courseulles-sur-Mer, on retrouve EDF EN, Enbridge Inc., wpd Offshore, de même que GE pour la fourniture de machines Haliade 150 (6MW), cette fois-ci au nombre de 75. La puissance atteindrait donc 450 MW. Par contre, les fondations seront de type monopieu. Avec une surface de 50 km2, le champ se situera minimum à plus de 10 km du rivage. Le Port de Caen-Ouistreham servira de base d’exploitation et de maintenance. La mise en service n’est pas prévue avant 2021, suivant l’évolution de l’étude des recours.

Saint-Nazaire

À Saint-Nazaire, EDF EN est allié avec Enbridge Inc. Le turbinier choisi est GE pour 80 éoliennes Haliade 150 de 6 MW. La Puissance globale prévue est de 480 MW et les fondations de type monopieu. La superficie du parc est de 78 km2 avec une distance minimum de la côte de 12 km. Le Port de la Turballe accueillera les activités de maintenance et d’exploitation. La mise en service n’est pas prévue avant 2021, suivant l’évolution de l’étude des recours.

Saint-Brieuc

Le projet de Saint-Brieuc est porté par une société regroupant différents acteurs. Il s’agit d’Ailes Marines SAS dont le capital est capté à 70% par Iberdrola et 30 % par AVEL VOR. Les actionnaires de cette dernière sont Renewable Energy System et la Caisse des Dépôts, qui disposent de fait respectivement de 22.5% et 7.5% d’Ailes Marines SAS. L’industriel retenu est Siemens Gamesa Renewable Energy, qui a pris la relève d’Areva. C’est d’ailleurs le modèle d’éolienne D8 du groupe allemand plutôt que l’Adwen qui sera utilisé à raison de 62 exemplaires. L’éolienne développant 8 MW de puissance, cela permettra au parc d’atteindre 496 MW. Pour les fondations, il a été choisi le modèle jacket. Situé à 16.3 km minimum des côtes, le parc s’étendra sur 75 km2 et son port base sera situé à Saint-Quay-Portrieux. La mise en service est prévue pour 2023, suivant l’évolution de l’étude des recours.

 

Appel d’offres 2013-2014 pour l’éolien posé

Dieppe / Le Tréport

À Dieppe, la Société Éoliennes en Mer Dieppe Le Tréport est constituée d’Engie (47%), du portugais EDP renewables (43%) et du groupe la Caisse des Dépôts (10%). L’éolienne D8 de Siemens Gamesa produisant 8 MW sera présente à 62 unités, permettant une production générale de 496 MW. Elles reposeront sur des fondations jacket et seront à minimum 17 km de Dieppe et 15.5 km du Tréport. Une Base de maintenance se trouvera à Dieppe et centre de contrôle et d’expertise au Tréport. La mise en service n’aura pas lieu avant 2021.

Yeu / Noirmoutier

La Société Éoliennes en Mer Iles d’Yeu et de Noirmoutier est elle aussi constituée d’Engie (47%), EDP renewables (43%) et du groupe Caisse des Dépôts (10%). On retrouve aussi Siemens Gamesa avec 62 éoliennes D8 de 8 MW pour 496 MW au total et des fondations de type jacket. Elles seront à une distance du rivage de 11.7 km pour l’île Yeu et 16.5 km pour Noirmoutier. Base de maintenance sera à Port-Joinville et une seconde à l’Herbaudière. La mise en service n’est pas prévue avant 2021.

 

Appel d’offres 2015-2016 pour l’éolien flottant

Gruissan (EolMed)

Le projet de ferme-pilote EolMed au large de Gruissan est porté par Quadran Energies Marines. C’est le seul des dix parcs à ne pas se reposer sur une éolienne de GE ou Siemens. C’est Senvion wind energy solutions qui doit fournir quatre éoliennes Senvion 6.2M152 avec une puissance chacune de 6.2 MW. La puissance totale serait donc de 24.6 MW. Les flotteurs, des caissons en béton de près de 8000 tonnes, seront un dérivé de Floatgen d’Ideol et Bouygues TP. La base d’exploitation et de maintenance doit voir le jour à Port-la-Nouvelle. La mise en service est prévue à partir de 2021. Les parcs d’éoliennes flottantes n’ont pas encore reçu d’autorisations administratives.

Leucate / Le Barcarès (éoliennes flottantes du golfe du Lion)

Le projet des éoliennes flottantes du golfe du Lion  entre Leucate et Le Barcarès sera porté par Engie, EDP renewables, la Caisse des Dépôts et RTE. On retrouve GE avec quatre Haliade 150 de 6 MW pour une puissance totale de 24 MW. Eiffage produira un flotteur en acier en forme de trois colonnes cylindriques conçues sur un modèle conçu par Principle Power. Port-la-Nouvelle doit aussi accueillir la base de maintenance pour cette ferme-pilote. La mise en service est prévue à partir de 2021. Les parcs d’éoliennes flottantes n’ont pas encore reçu d’autorisations administratives.

Faraman (Provence Grand Large)

Pour Provence Grand Large, le nom du projet en Camarques, l’énergéticien choisi est EDF EN, allié à RTE. Siemens doit équiper le parc de trois éoliennes D8 de 8 MW pour une puissance finale installée de 24 MW. Les flotteurs en acier seront l’œuvre de SBM offshore et d’IFP énergies nouvelles. Composés de trois piles en forme de jacket, ils pourront être ballastés. La base d’exploitation et de maintenance est prévue pour Port-Saint-Louis-du-Rhône  La mise en service est escomptée pour la fin 2020. Les parcs d’éoliennes flottantes n’ont pas encore reçu d’autorisations administratives.

Groix et Belle-Île

Le projet de Groix et Belle Île est porté par un consortium réunissant Eolfi, CGN Europe Energy, Meridiam, la Caisse des Dépôts, ADEME, Naval Énergies et Vinci Constructions. Les éoliennes de 6 MW seront au nombre de quatre et de type Haliade 150 et produites par GE (puissance globale de 24 MW). Valemo construira lui le flotteur avec l’appui de Naval Énergies. Ce seront des flotteurs mixtes, composés de colonnes en acier et d’une embase en béton. La base d’exploitation et de maintenance doit être à Lorient. La mise en service est prévue à partir de 2021. Les parcs d’éoliennes flottantes n’ont pas encore reçu d’autorisations administratives.

D'autres projets attendus

Pour la suite, d'autres champs posés doivent être attribués, au large de Dunkerque et de l'île d'Oléron. Un premier appel d'offres pour le développement de parcs flottants commerciaux, en Bretagne et en Méditerranée, est également attendu. 

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