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Atelier Changement Climatique
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L’ENERGIE EOLIENNE :
Quelles perspectives ?
ENSEIGNANT :
Pierre Matarasso
PERSONNE
RESSOURCE :
Bernard Chabot
ETUDIANTS :
Anaïs Cadier
Laurent Dechandon
Axel Droin
Isabelle Lardin
Denis Musard
Charlotte Vatel
L'énergie éolienne : quelles perspectives?1
1 Introduction................................................................................................................................................................................. 2
2 Présentation de l’énergie éolienne.......................................................................................................................................... 2
2.1 L'énergie éolienne : une énergie renouvelable parmi
d’autres................................................................................. 2
2.1.1 Quelles sont les différentes sources d’énergie
renouvelables ?......................................................................... 2
2.1.2 Part des énergies renouvelables dans le bilan énergétique
actuel...................................................................... 2
2.1.3 Quelle production énergétique mondiale en 2050 ?............................................................................................... 2
2.1.4 Les énergies renouvelables : un portage politique
européen et français........................................................... 2
2.1.5 Quel avenir de l’éolien comparativement aux autres sources
d’énergies renouvelables ?.............................. 2
2.2 Le gisement potentiel éolien mondial et français......................................................................................................... 2
2.2.1 Le gisement mondial................................................................................................................................................... 2
2.2.2 Un potentiel quelquefois difficile à exploiter.......................................................................................................... 2
2.2.3 Les sites les plus remarquables................................................................................................................................ 2
3 L’éolien et l’environnement...................................................................................................................................................... 2
3.1 Principales pollutions globales ou locales évitées par
l’énergie éolienne :............................................................ 2
3.2 Principales pollutions locales induites par l’énergie
éolienne :............................................................................... 2
3.2.1 Sur l’environnement local.......................................................................................................................................... 2
3.2.2 Le bruit.......................................................................................................................................................................... 2
3.2.3 Les risques d’accident............................................................................................................................................... 2
3.2.4 Les effets des champs électromagnétiques, et la santé........................................................................................ 2
3.2.5 Le problème avifaune................................................................................................................................................. 2
4 Approche technique.................................................................................................................................................................... 2
4.1 Etat de l’offre industrielle................................................................................................................................................. 2
4.1.1 Comment fonctionne une éolienne ?........................................................................................................................ 2
4.1.2 Axe vertical ou horizontal ?....................................................................................................................................... 2
4.1.3 Contrôle de la puissance de l’éolienne : Pales à calage
fixe ou variable ?.......................................................... 2
4.1.4 Génératrice à vitesse variable ou fixe ?.................................................................................................................... 2
4.2 Cas de la France : comment relier l'éolienne au réseau
RTE (architecture du réseau, qui supporte le coût...) ? 2
5 Approche juridique..................................................................................................................................................................... 2
5.1 Une incitation forte de l’Europe et la réponse française.............................................................................................. 2
5.1.1 Une incitation forte de la commission européenne à
l’utilisation des énergies renouvelables...................... 2
5.1.2 La réponse d’un Etat membre, la France, à cette incitation.................................................................................. 2
5.2 Les contraintes du dispositif français réglementaire et
juridique à respecter lors de la conception d’un parc éolien 2
5.2.1 Les règles d’urbanisme à respecter.......................................................................................................................... 2
5.2.2 Les autorisations administratives à obtenir............................................................................................................ 2
5.3 Propositions pour améliorer le dispositif législatif et
réglementaire français concernant l’éolien.................. 2
5.3.1 Les moyens à disposition de l’Etat.......................................................................................................................... 2
5.3.2 Le rôle des collectivités territoriales dans le
développement des énergies renouvelables (source : www.amorce.fr) 2
6 Approche économique............................................................................................................................................................... 2
6.1 Les différentes politiques.................................................................................................................................................. 2
6.1.1 a) Les tarifs fixes de rachat........................................................................................................................................ 2
6.1.2 Le système d’appel d’offres...................................................................................................................................... 2
6.1.3 Les certificats verts..................................................................................................................................................... 2
6.2 Les controverses................................................................................................................................................................. 2
6.2.1 Enjeux économiques et financiers............................................................................................................................ 2
6.2.2 Enjeux temporels......................................................................................................................................................... 2
6.2.3 Enjeux sur l’aménagement du territoire................................................................................................................... 2
6.2.4 Enjeux concurrentiels................................................................................................................................................. 2
7 L’énergie Eolienne dans les Pays en
Voie de Développement.......................................................................................... 2
7.1 Situation actuelle................................................................................................................................................................ 2
7.2 Le développement de l’éolien............................................................................................................................................. 2
7.2.1 Participation locale ?................................................................................................................................................... 2
7.2.2 Exploitation et tarification.......................................................................................................................................... 2
7.2.3 Type de matériel.......................................................................................................................................................... 2
7.2.4 Type de distribution................................................................................................................................................... 2
8 L’offshore a le vent en poupe.................................................................................................................................................... 2
8.1 Le contexte européen.......................................................................................................................................................... 2
8.2 Les perspectives françaises.............................................................................................................................................. 2
8.2.1 La France : une zone propice à l’éolien offshore.................................................................................................... 2
8.2.2 Action publique et offre industrielle française....................................................................................................... 2
8.2.3 Des aspects juridiques et fiscaux à intégrer............................................................................................................ 2
8.2.4 Un impact sur l’environnement à mieux connaître................................................................................................. 2
8.2.5 Des coûts de production élevés ?............................................................................................................................ 2
9 Conclusion : énergie d’appoint ou
de substitution ?........................................................................................................... 2
10 Sources...................................................................................................................................................................................... 2
Annexes.................................................................................................................................................................................................. 2
L’énergie éolienne est une des énergies renouvelables qui
pourra contribuer demain en France, en Europe et dans le monde entier à la
réduction des gaz à effet de serre en se substituant aux énergies classiques
fossiles qui sont à l’origine d’une partie importante de l’émission de ces gaz.
Les développements qui suivent mettent en évidence une
partie des réflexions actuelles sur cette énergie (éléments factuels et
polémiques). Ils ne prétendent pas être exhaustifs compte tenu de l’ampleur du
sujet et du temps limité qui y a été consacré. L’objectif était avant tout de
recueillir des informations et des témoignages permettant de définir les
dimensions essentielles de la problématique.
C’est la première pierre d’un édifice, d’autres viendront
les compléter.
(Source : le
dictionnaire de l’écologie, édition encyclopaedia universalis, Albin Michel).
2.1.1.1
Une définition de l’énergie renouvelable
Une énergie renouvelable utilise une source inépuisable
d’énergie d’origine naturelle : rayonnement solaire, vent, cycle de l’eau
ou du carbone dans la biosphère, chaleur interne de l’écorce terrestre, effet
de l’attraction lunaire et solaire sur les océans. On compte également parmi
les énergies renouvelables les déchets recyclables de l’agriculture, des
forêts, de l’industrie et des ordures ménagères. En sont exclues en revanche
les énergies fossiles classiques (charbon, gaz et pétrole) dont le processus de
génération est infiniment plus long du point de vue de l’existence humaine.
2.1.1.2
Des produits énergétiques diversifiés
Energie thermique, combustibles solides, liquides et
gazeux, électricité peuvent être produits à l’aide des énergies renouvelables.
De ce fait, les énergies renouvelables peuvent être présentes dans de nombreux
secteurs économiques à partir des réseaux de distribution existants ou sous
forme d’apport direct décentralisé d’énergie. Ce dernier point est capital pour
les pays en voie de développement qui n’ont pas les moyens d’investir dans la
création d’un réseau centralisé.
2.1.1.3
Des principes d’exploitation visant une démarche de développement
durable
Ces énergies renouvelables apparemment
« gratuites » n’en nécessitent pas moins des moyens en capital, des
matières premières et de la main d’œuvre pour être exploitées. Elles
s’inscrivent donc dans une démarche globale de maîtrise de l’énergie qui repose
sur des principes : la sobriété énergétique (pour mettre en priorité les
services énergétiques), l’efficacité énergétique (pour renforcer le rendement
d’utilisation des énergies), le respect de l’environnement (avec notamment le
principe de solidarité inter-générationnelle).
2.1.1.4
Une forte concurrence des énergies classiques
Les énergies fossiles, au premier rang desquelles on
trouve le pétrole, constituent aujourd’hui encore un frein au développement des
énergies renouvelables. En 1990, selon le BP statistical review, sur 9,5 Gtep
de besoins totaux en énergie primaire, seuls 19% provenaient d’énergies renouvelables,
près de 6% en nucléaire et 75% en énergies fossiles. Pourtant, les risques
géopolitiques qui pèsent sur les principaux pays exportateurs de pétrole
devraient favoriser leur développement. En France, les énergies renouvelables
représentent 14% de notre consommation dont près de 70% fournis par
l’hydroélectricité.
2.1.1.5
L’énergie solaire
Elle permet de produire de la
chaleur à différents niveaux de température et pour différents usages :
chauffage et climatisation des locaux, production d’eau chaude, production
d’électricité (photopiles). Le potentiel récupérable est énorme (environ 62000
Gtep soit 6000 fois la consommation mondiale d’énergie primaire !) mais
inéquitablement réparti géographiquement et au rythme des saisons.
A basse température, le dispositif
employé est le capteur solaire (qui fonctionne par effet de serre et transmet
sa chaleur à un fluide caloporteur).
A moyenne et haute température,
les procédés de fourniture de chaleur (de 90° à 200°) sont peu développés. Par
contre, la production d’électricité est un débouché intéressant. Les centrales
à tour peuvent produire de 1 à 10 MW ce qui est insuffisant pour concurrencer
l’électricité classique. Les centrales à concentrateurs cylindroparaboliques
peuvent produire plus de 350 MW. Elles sont exploitées en Californie depuis le
début des années 90.
La conversion photovoltaïque de
l’énergie solaire, processus direct de conversion du rayonnement solaire en
courant continu grâce à des photopiles. C’est une technologie simple et
modulaire mais qui nécessite une aide financière à l’acquisition du kit
photovoltaïque. Le coût du kWh reste élevé (de 5 à 10 FF) notamment en raison
du faible rendement rapporté à la surface installée.
2.1.1.6
La biomasse
Elle est formée de l’ensemble des
organismes vivants sur les continents et dans les océans qu’ils soient des
microorganismes, des plantes ou des animaux. Son exploitation énergétique
concerne essentiellement les plantes et les arbres. Lorsque la biomasse est
utilisée à des fins énergétiques soit directement sous forme de biocombustibles
comme le bois soit après avoir été transformée en biogaz (mélange de méthane,
de CO2 et d’autres gaz), le CO2 émis par la combustion est refixé par les
plantes pour leur croissance. Cela suppose d’équilibrer les prélèvements et les
plantations pour que la biomasse soit donc une énergie verte.
Le stock terrestre de biomasse est
estimé à 2000 Gt dont 1600 en forêts. En flux, cela représente 400 Gt par an
sur les continents (matière humide), soit environ 71 Gtep. Seuls 6% de ce flux
sont utilisés aujourd’hui pour les activités anthropiques (énergie,
alimentation, matériaux, papier, …) et les scénarios les plus volontaristes ne
dépassent pas 20% d’utilisation du flux annuel. Mais, même si la ressource ne
semble pas limitée, il y a d’autres obstacles : la compétition de l’usage
des sols, les usages non rationnels de la biomasse (qui conduit par exemple à
la déforestation pour le bois de chauffe dont l’énergie n’est récupérée qu’à
5%), les incitations dans les pays développés pour promouvoir cette énergie
(synergie entre politique agricole et politique énergétique), les politiques
fiscales pour la promotion des biocarburants.
La biomasse fournit différents
produits énergétiques par combustion directe (chaleur ou électricité), des combustibles
solides (plaquettes et granulés de bois, charbon de bois), combustibles
liquides (biocarburants) et gazeux.
2.1.1.7
L’hydroélectricité
Le cycle de l’eau (évaporation de
la surface des océans puis précipitations en particulier sur les continents)
est à l’origine d’une énergie potentielle liée à la différence d’altitude entre
le point de chute et le niveau de la mer de l’ordre de 80000 TWh/an. 15000 TWh
sont exploitables et seulement 2300 sont exploités aujourd’hui. Aujourd’hui,
18% de l’électricité mondiale sont produits de cette manière.
La tendance est à la croissance
pour plusieurs raisons : un potentiel technique non utilisé (très variable
entre les pays, par exemple 10% en France contre 95% en Afrique !), un
coût compétitif du kWh par rapport aux énergies fossiles avec une rente de
situation après 20 ou 30 années d’exploitation, une forte adaptation offre /
demande énergétique, des technologies de production maîtrisées par les pays en
voie de développement, des tailles modulables en fonction de la population
concernée (de 10 à 1000 MW), des impacts sur l’environnement connus et les
progrès en cours sur le système de transport de l’énergie produite à longue
distance.
Mais, il existe aussi des
obstacles au développement de cette forme d’énergie. La déréglementation du
secteur électrique n’incite pas les producteurs à investir sur le long terme.
Les pressions environnementales sont forte pour laisser intact les lits
naturels des rivières (exemple de la Suède qui a décidé de geler toute nouvelle
installation). Cela pose la question de la mise en priorité des objectifs de
protection de l’environnement, entre l’émission des gaz à effet de serre et la
protection du lit naturel des rivières.
2.1.1.8
La géothermie
L’intérieur du globe terrestre
émet un flux de chaleur provenant de son refroidissement résiduel et de la
radioactivité de certains corps. Le flux moyen est faible (60 mW/m², 6 fois
moins que la moyenne solaire) mais il est concentré par endroit au niveau des
aquifères ce qui en permet une utilisation industrielle. Le risque de cette
exploitation est de prélever trop et trop vite.
Les applications qui en sont
faites sont les suivantes : la géothermie à basse température (de 50 à
100°) pour les réseaux de chaleur (200000 logements en France en 1995), la géothermie
à haute température qui permet de produire de l’électricité par détente de
vapeur. 6,9 GW sont installés dans le monde en 1995 et on prévoit 9 GW pour
2000.
2.1.1.9
L’énergie des mers
Les océans produisent trois types
d’énergie : marémotrice, vague et thermique.
L’énergie marémotrice est due à
l’attraction lunaire des océans situés de part et d’autre de l’exposition
lunaire à un instant donné. Le potentiel mondial est estimé à 500 TWh/an (plus
de 5 m de marée, durée de la marée prise en compte) soit l’équivalent de la
petite hydroélectricité. Les grands projets ont du mal à se développer car ils
ont un niveau de coût identique au nucléaire pour une productivité 2 à 3 fois
plus faible.
Le gradient de température entre
la surface et la profondeur des océans (15 à 20°) en est au niveau de la
recherche de récupération d’énergie.
L’énergie des vagues est
potentiellement importante (87 TWh/an en GB) mais elle est encore l’objet
d’installations expérimentales.
Bilan énergétique mondial incluant les énergies
renouvelables
Les énergies renouvelables sont
diverses, fournissent différents types de vecteurs énergétiques, peuvent être
utilisées dans un but centralisé (sur un réseau) ou décentralisé (pour des
sites isolés par exemple) et sont susceptibles d’intéresser des pays
industrialisés ou des pays en voie de développement en fonction des
investissements technologiques préalables à y consacrer. Elles offrent donc un
véritable potentiel de création d’énergie alternative à l’énergie fossile.
Mais, que représentent-elles réellement aujourd’hui dans le bilan énergétique
mondial ?
Les chiffres mondiaux de
production d’énergie mettent en évidence la part prépondérante des énergies
fossiles dans la production (plus des ¾) même si ces données, vieilles de plus
10 ans, ont dû évoluer dans le sens des énergies renouvelables aujourd’hui.
Cela signifie que des efforts considérables vont devoir être déployés pour
développer l’usage des énergies renouvelables dans la mesure où les énergies
fossiles sont installées confortablement dans les systèmes de production, de
distribution et de consommation. La prise de conscience sur le plan
international du besoin de lutter contre le changement climatique est récente
(milieu des années 1990) et sera longue à mettre en oeuvre dans les politiques
nationales, notamment dans la promotion de l’usage des énergies renouvelables.
On constate également que l’éolien n’en était qu’aux balbutiements en 1990.
Qu’en est-il de la France ?
ITEM 1 :
Bilan énergétique mondial (en Mtep)
|
Ressource
|
production
|
part de la production
|
|
|
énergie fossile
|
7084
|
75,7%
|
|
|
énergie nucléaire
|
461
|
4,9%
|
|
|
biomasse therm.
|
1250
|
13,4%
|
|
|
Hydroélectricité
|
541
|
5,8%
|
|
|
Biomasse
|
13
|
0,1%
|
|
|
Géothermie
|
8
|
0,1%
|
|
|
Eolien
|
1
|
0,0%
|
|
|
Total
|
9358
|
100,0%
|
|
|
sous total énergies renouvelables
|
1813
|
19,4%
|
|
|
sous total électricité par énergies renouvelables
|
563
|
6,0%
|
|
|
|
|
|
|
Source : BP
statistical review, 1990,
|
|
|
Source pour les chiffres
mondiaux : le dictionnaire de l’écologie, édition encyclopaedia
universalis, Albin Michel.
La DGEMP indique dans son rapport
que la production d’électricité nucléaire a atteint un record historique avec
415,2 TWh ce qui porte le taux d’indépendance énergétique de la France à 50,2%
alors que les émissions de CO2 ont baissé de 0,3%. On constate également que la
production d’énergie primaire par des énergies renouvelables approche 10%. La
part importante de l’électricité nucléaire, spécificité française, sera
commentée ci-après dans la mesure où l’énergie éolienne fournit exclusivement
de l’électricité et qu’elle doit par conséquent être développée en France dans
un contexte de « tout nucléaire ». (ndlr).
ITEM 2 :
Bilan énergétique français en 2000 (en Mtep)
|
Énergie
|
ressource primaire
|
part de la ressource
|
|
Charbon
|
14,1
|
5,0%
|
|
Pétrole
|
96,8
|
34,2%
|
|
Gaz
|
35,6
|
12,6%
|
|
Nucléaire
|
108,3
|
38,3%
|
|
Energies renouvelables
|
28
|
9,9%
|
|
Total
|
282,8
|
100,0%
|
|
NB : la ressource
comprend la production, le déstockage et les importations
|
Source : MEFI, DGEMP,
rapport annuel 2000.
La question qui se pose maintenant
est de savoir dans quelle dynamique d’avenir s’inscrivent ces différentes
sources d’énergie renouvelable, globalement par rapport aux énergies fossiles,
mais aussi les unes par rapport aux autres sur le plan mondial d’une part, puis
français d’autre part.
Le développement qui suit est tiré
d’un entretien du journal Le Monde de Benjamin Dessus, directeur du
programme de recherche interdisciplinaire sur les technologies pour l’écodéveloppement
au CNRS le 23 mars 1999.
2.1.3.1
Quelle situation énergétique mondiale en 2050 ?
Dans 50 ans, les enjeux seront de
se prémunir contre des risques majeurs : effet de serre, déchets et
accidents nucléaires, épuisement des ressources fossiles, concurrence pour
l’usage des sols (entre la biomasse énergétique et l’agriculture). Il en
découle deux scénarios contrastés.
Premier scénario : un
monde qui continue à se développer et qui accroît corrélativement sa boulimie
énergétique avec une consommation mondiale de 25 à 30 Gtep (trois fois plus
qu’aujourd’hui). Cela augmente les risques mais les progrès technologiques
permettent de mieux les prendre en compte.
Deuxième scénario : un
monde qui se développe au même rythme mais dans un souci d’efficacité énergétique.
Cela n’exclut pas les pays en voie de développement car il est moins coûteux
d’économiser une unité d’énergie que de la produire car elle nécessite le
financement des moyens de production. La consommation mondiale s’établirait
alors à 12 à 15 Gtep.
2.1.3.2
Comment développer l’efficacité énergétique ?
Le progrès technologique est
évidemment un facteur déterminant surtout dans une perspective à 50 ans mais
pas seulement. Les choix d’organisation sont importants comme par
exemple : le système de transport (entre route et rail), la planification
urbaine. Cela passe par une volonté politique forte car le laxisme conduit
naturellement à la société du « tout automobile ».
2.1.3.3
Comment gérer l’après pétrole en 2050 ?
L’épuisement du pétrole est
souvent repoussé à une date limite indéterminée. Il faut retenir que le pétrole
classique sera épuisé à l’horizon 2040 et qu’alors le pétrole non conventionnel
sera puisé dans des conditions onéreuses qui pourraient conduire le prix du
baril de 20$ à 25 voir 40 si les progrès techniques de puisages ne sont pas à
la hauteur. Donc, l’après pétrole n’est a priori pas pour demain, et il est
possible que l’économie pétrolière soit assurée de manière plus ou moins
continue à l’horizon 2050. Il n’en demeure pas moins que les réserves sont
essentiellement situées au Moyen Orient et que les risques géopolitiques ne
sont pas négligeables.
Dans tous les cas, cette énergie
comme le charbon qui lui a plus d’avenir en matière de réserves, contribue à
l’intensification de l’effet de serre et la question du changement climatique
reste entière.
2.1.3.4
Une réponse à l’effet de serre : l’énergie nucléaire ?
Cette énergie repose aujourd’hui
sur une production à partir de très grosses unités qui nécessitent d’importants
investissements en capital et facteur humain. De ce point de vue, cette énergie
n’est pas facilement transposable dans d’autres pays. Le gaz est beaucoup plus
souple en terme d’installation.
Même dans les scénarios les plus
favorables au nucléaire, cette énergie ne dépassera pas 10% de production
énergétique mondiale en 2050. Cela ne résoudra donc pas le problème de l’effet
de serre. S’y ajoute en outre une interrogation qu’à suscité l’actualité
récente : le risque que posent les centrales nucléaires par rapport aux
attentats.
2.1.3.5
Potentiel des énergies renouvelables
Que le scénario 2050 soit
dispendieux ou économique sur le plan des consommations, le niveau de
production attendu en matière d’énergies renouvelables est de l’ordre de 5 à
5,5 Gtep contre 1,3 aujourd’hui. Cette production proviendrait d’abord de la
biomasse, puis de l’énergie hydraulique, des éoliennes et enfin du solaire.
La biomasse pose le problème de la
concurrence de l’usage des sols avec l’agriculture. Développer son usage passe
par des progrès des rendements agricoles, notamment en Afrique, pour éviter la
déforestation. (Ndlr) Quel paradoxe d’imaginer que pour mieux relever le
défi de la lutte contre l’effet de serre, il faille intensifier les rendements
agricoles peut-être en généralisant l’usage des OGM …
Le solaire ne subit pas cette
pression liée à l’usage de l’espace dans la mesure où il est possible de
l’implanter sur le bâti existant. C’est un vrai potentiel de ce point de vue
même si l’esthétique des installations est discutable.
L’hydraulique est à capacité
presque maximum aujourd’hui en Europe et aux Etats-Unis (environ 90%) mais
présente un très grand potentiel en Afrique et en Asie où il n’est utilisé qu’à
environ 10%.
2.1.3.6
Pourquoi pas une rupture technologique ?
Pourquoi pas, mais par définition,
une rupture ne se prévoit pas. Imaginons tout de même une rupture liée à
l’avènement de la géothermie profonde, des satellites solaires ou de la fusion
thermonucléaire. Compte tenu des investissements que cela représenterait et
donc de la taille des unités de production (de l’ordre de 10 GW), cela ne
représenterait jamais plus de 10% des besoins énergétiques à l’échéance de
2050.
Qu’il y ait ou non une rupture
technologique dans les cinquante années à venir, les énergies renouvelables
sont promises à un beau lendemain car elles s’inscrivent à la fois dans une
logique d’indépendance énergétique mais aussi de protection de l’environnement
(ressource inépuisable et peu d’impact sur l’effet de serre).
Dans un article du Monde de
janvier 1998, intitulé « le développement des énergies renouvelables à
l’ordre du jour », ces dernières sont mises en perspectives comme de
véritables énergies de demain mais pas de substitution, juste d’appoint.
Selon le conseil mondial de
l’énergie, organisation non politique regroupant des représentants
d’entreprises et d’organisations professionnelles de 100 pays, la consommation
mondiale devrait passer de 8,8 Gtep en 1998 à 13,4 Gtep en 2020. Les énergies
fossiles resteraient dominantes à cette échéance (de l’ordre de 75%). Les énergies
renouvelables et le nucléaire assureraient le quart restant et donc se
situeraient en énergies d’appoint et non de substitution même dans une
hypothèse de réserves limitées à 45 ans pour le pétrole, 65 pour le gaz et 200
ans pour le charbon.
Une volonté politique européenne de lutte contre
l’effet de serre
(Source :
MINEFI ; DGEMP, rapport d’activité 2000, « le bilan de la présidence
française de l’union européenne ».)
Dans le cadre de la lutte contre
l’effet de serre, la France a souhaité mettre en œuvre deux directives
importantes : une sur les énergies renouvelables, une sur l’efficacité
énergétique. Sur les énergies renouvelables, l’Europe s’engage à consommer
22,1% d’électricité en électricité verte à l’horizon 2010. Cela doit se
traduire par un objectif chiffré au niveau de chaque Etat. Cet objectif, même
s’il n’est pas opposable juridiquement aux Etats, est fortement incitatif. Sur
l’efficacité énergétique, un plan sectoriel (industrie, transports, bâtiment …)
est en cours d’élaboration.
La prise en charge française de la nouvelle donne
énergétique
(Source :
MINEFI ; DGEMP, rapport d’activité 2000)
Par une déclinaison de la politique européenne
L’objectif européen de 22,1% se
décline en France à 21% d’électricité verte à l’horizon 2010. La France n’en
produit aujourd’hui que 15%. Des mesures d’accompagnement sont prévues telles
que des systèmes de soutien nationaux dans la mesure où les seules forces du
marché ne permettent pas l’essor des énergies renouvelables émergentes. En
outre, une première étape vers un système européen d’échanges des certificats
verts a été transmise. La voie est ainsi ouverte pour un accès facilité des
énergies renouvelables productrices d’électricité aux réseaux existants.
De façon coordonnée, la France
promeut l’usage renforcé des énergies renouvelables dans le cadre de sa
politique nationale énergétique.
Une politique volontaire de la
France
D’abord, par le schéma des
services collectifs de l’énergie. Issu de la loi du 25 juin 1999 pour
l’aménagement et le développement durable du territoire, c’est un des neufs
schémas thématiques qui vont orienter la politique d’aménagement du territoire
pour les 20 années à venir. Ce schéma, produit par l’Etat, doit service de
cadre de référence à l’action énergétique des collectivités territoriales dans
le respect des principes de la décentralisation. Il devait être définitivement
adopté, après la nécessaire concertation, à l’été 2001 par décret.
Ce schéma s’inscrit dans un
contexte historique de pauvreté du sous-sol français en énergies fossiles et
par conséquent de double nécessité d’assurer la continuité de
l’approvisionnement à un prix raisonnable. Mais, plus récemment, le mouvement
de libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz oblige à repositionner
l’action publique dans ces domaines. Enfin, la protection de l’environnement
est maintenant une priorité et la France s’est engagée à ramener sous 10 ans
ses émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990.
Ensuite, un programme national
d’amélioration de l’efficacité énergétique a été adopté par le gouvernement
en décembre 2000. Il a pour objectifs de réduire les conséquences pour le pays
des crises pétrolières chroniques, de renforcer encore l’indépendance
énergétique, et de lutter contre le changement climatique. Cette idée
d’efficacité énergétique est en train de faire son chemin : on constate en
effet qu’il s’avère bien moins coûteux d’essayer de maîtriser sa consommation
d’énergie que d’investir dans des moyens de production d’énergie à meilleurs
rendements. Dans tous les cas, les deux axes de progrès doivent être menés de
front.
Des mesures d’incitation des
ménages et des petites entreprises seront menées (retour des campagnes
d’information sur la chasse aux gaspillages !) et des mesures techniques
telles que la création du fonds d’intervention pour l’environnement et la
maîtrise de l’énergie (géré par l’Ademe), un crédit d’impôt sur l’acquisition
d’un véhicule GPL ou hybride, les tarifs de rachat de l’électricité verte, le
financement d’étude préalables aux plans de développement urbain, le
développement du fret ferroviaire, la nouvelle réglementation thermique du
bâtiment RT2000.
Pour recentrer le propos sur
l’énergie éolienne, il est nécessaire de le limiter géographiquement compte
tenu de la diversité des situations entre les différents pays vis à vis de
l’usage de cette énergie pour produire de l’électricité.
Il apparaît qu’au niveau européen
et en particulier français, l’éolien a de l’avenir comparativement aux autres
sources d’énergies, classiques ou renouvelables et qu’il commence de ce fait à
être porté politiquement (c’est déjà le cas dans les pays nordiques et en
Allemagne, cela le devient en France).
2.1.5.1
Le portage politique français de l’éolien
(Source : MINEFI,
DGEMP, rapport d’activité annuel 2000)
Le bilan d’Eole 2005 en France
Ce programme a été lancé par le
gouvernement français en 1996. L’objectif était de 250 à 500 MW en 2005. Ce
programme s’est achevé en 2000 avec 53 MW mis en service. Il a été relayé par
la loi de modernisation et de développement du service public de l’électricité.
Un rappel est toutefois intéressant sur son contenu pour éclairer la situation
française d’aujourd’hui sur l’éolien.
Eole 2005 avait un double
objectif : promouvoir l’énergie éolienne et aider l’industrie française à
se développer sur ce créneau porteur. C’est le principe des appels à
proposition qui a été retenu, les pouvoirs publics ne sachant pas, faute
d’expérience, à quel niveau de coût une installation éolienne devient
intéressante. En 1999, 55 projets étaient sélectionnés représentant 361 MW avec
l’émergence de deux industriels français : Vergnet SA et Jeumont SA. En
parallèle, les procédures d’études techniques et d’impact et d’installation se
sont mises en œuvre en relation avec les administrations.
Le principal obstacle à
l’expansion des parcs éolien, et qui avait été sous estimé, est l’acceptabilité
par les populations riveraines.
La loi française 2000-108 du 10 février 2000 relative
au service public de l’électricité
Pour les installations de moins de
12 MW, EDF et tout autre distributeur a obligation de racheter l’électricité
produite à un tarif fixé par la voie réglementaire et selon les expériences
d’Eole 2005. Pour les installations de plus de 12 MW, la procédure d’appel
d’offres est envisagée. (Voir ci-après la partie économique).
2.1.5.2
Développer l’éolien en France : un impératif au delà du portage
politique
(Source : MINEFI,
DGEMP, M. Métivier)
La réalité est bien prégnante.
Même si chaque Etat membre de l’UE est maître chez lui pour atteindre
l’objectif de production d’électricité verte en 2010, la situation particulière
de la France oriente fortement le choix vers l’expansion de l’éolien. 21%
d’électricité verte en 2010 signifient qu’environ 40 TWh supplémentaires seront
produits sous cette forme. Or, quels sont les gisements restants par type
d’énergie renouvelables ?
Les gisements par type d’énergie
renouvelable sont les suivants : environ 2,5 TWh en hydroélectricité, 5 en
biomasse et 3 en biogaz. Par différence, il faudra produire environ 30 TWh en
éolien à l’échéance de 2010. Cela signifie que 10000 à 12000 MW devront être
installés d’ici à 2010.
2.1.5.3
Pourtant, la France est à la traîne de l’Europe en éolien
En 2000, la production éolienne
française s’établissait péniblement à 360 MW. Pourtant, trois grands voisins
européens sont beaucoup plus avancés dans ce domaine, le Danemark, l’Allemagne
et l’Espagne, qui totalisent plus de 2000 MW installés et enregistrent surtout
une croissance de plus de 1000 MW par an. Pour entrer dans une spirale
vertueuse d’efficacité économique, il faut en effet dépasser le seuil des 2000
MW installés.
Il convient de noter tout de même
que ce retard vis à vis de l’énergie éolienne est compensé par une plus fort
développement dans l’hexagone de l’usage d’autres énergies renouvelables en
particulier l’hydroélectricité et la biomasse. L’histoire et la culture ne sont
pas étrangers aux usage énergétiques des pays.
La puissance installée en éolien
n’a de signification qu’en la reliant au nombre d’heures où le site produit,
soit 2500 à 3000 heures pour un site terrestre, jusqu’à 3500 heures en
offshore. Il est donc nécessaire d’exprimer les données en Téra Watt heures
(TWh).
S’il n’existe pas vraiment d’atlas
mondial des vents mais plutôt des données parcellaires et des relevés
satellitaires, on peut néanmoins estimer, sans compter la ressource offshore,
considérable, à 53000 TWh par an la ressource mondiale terrestre, soit
environ 4 fois la consommation mondiale d’électricité en 1998. La France
représente le deuxième gisement d’Europe avec 66 TWh par an. Fin 2000,
selon la Direction Générale de l’Energie et des Matières Premières, seules 13
fermes éoliennes étaient exploitées en France pour une puissance totale de 53
MW, soit un retard notable par rapport aux autres pays d’Europe comme le
Danemark, l’Allemagne ou l’Espagne
ITEM
3. Carte du gisement éolien mondial
L’implantation réelle d’éoliennes est conditionnée à la
présence d’un environnement favorable : routes d’accès aux sites
praticables en toutes saisons, zones déboisées, absence d’émetteurs,
d’aéroports, faible risque de cyclones (ou machines adaptées), …La population
locale doit être également bien disposée et bien informée, les collectifs
locaux de défense retardant l’avènement de projets mal accompagnés. A cet
égard, les implantations réalisées en Allemagne dans les zones industrielles ou
les parkings de supermarchés à l’écart de toute habitation représentent une
alternative intéressante.
Les ressources éoliennes peuvent également être jugées non
compétitives par rapport à d’autres ressources locales (gaz naturel…). La
demande locale en électricité, enfin, est quelquefois très faible par rapport
au potentiel techniquement équipable ( La présence à proximité de réseaux en
mesure de transporter l’énergie produite est également essentielle.
Sources :
-http://www.inforse.dk/publications_pro.php3?id=19
-Guide de l’énergie
éolienne, IEPF 56 rue Saint-Pierre- Québec
Certains secteurs sont naturellement privilégiés comme les
hauts plateaux, les montagnes, les zones côtières, les îles ou encore les
couloirs des grands fleuves où la direction du vent varie peu.
On hiérarchise plus généralement les sites en fonction de
leur faible rugosité (nombre d'obstacles) et des effets d’accélération qu’ils
peuvent générer (la vitesse du vent peut aller jusqu’à doubler en haut d’une
colline à pente douce et progressive).
Des mesures très précises de vent sont ensuite nécessaires
pour déterminer la rentabilité réelle du site choisi. On analyse ainsi :
·
La vitesse du vent
·
La densité de puissance éolienne intégrant la densité de l’air P=1/2rV3 (W.m-2, r=1,225 en moyenne dans les pays
tempérés)
·
Les variations temporelles qui doivent suivre d’assez près la
consommation électrique
·
La distribution des origines des vents
·
La variation en fonction de la hauteur, une loi empirique
permettant d’en connaître l’augmentation V/V0= (H/H0)n,
où l’indice n de rugosité varie de 0,1 à 0,4
En fait ce n’est pas seulement le risque d’épuisement des
combustibles fossiles, ni le souci de la sécurité d’approvisionnement, mais
d’autres raisons plus environnementales qui expliquent l’essor de
l’éolien :
La lutte accrue contre la
pollution atmosphérique, le fait que les combustibles fossiles contribuent
massivement au réchauffement progressif de la terre, et que polluants émis dans
l’atmosphère peuvent ensuite engendrer des effets négatifs sur les écosystème,
sur l’homme et sur le patrimoine, tous ces éléments favorisent le développement
de l’éolien.
Toutefois il ne faut pas non plus
négliger les différents impacts négatifs que peuvent avoir les installations
éoliennes sur l’environnement. l’objectif de se chapitre en de rendre compte de
l’interaction entre l’éolien et l’environnement.
Réchauffement global, pluies
acides, pollutions atmosphériques… Autant de problèmes écologiques qui
inquiètent nos contemporains. L’énergie éolienne, sans prétendre y répondre
complètement, peut cependant améliorer la qualité de l’air que nous respirons
et empêcher la fatale augmentation de l’effet de serre.
Les bénéfices au niveau global
sont évident et peuvent se résumer ainsi :
·
Emission de gaz à effet de serre ;
·
Emission de poussières, de fumées et d’odeurs ;
·
Production de suies et de cendres ;
·
Nuisances ( accident, pollutions) de trafic, liées à
l’approvisionnement des combustibles ;
·
Rejets dans le milieu aquatique, notamment des métaux
lourds ;
·
Dégâts des pluies acides sur la faune et la flore le patrimoine,
l’homme ;
·
Stockage des déchets ;
La température de notre planète
résulte de l’équilibre entre le flux de rayonnement lui parvenant du soleil et
le flux de rayonnement infrarouge renvoyé vers l’espace. La vapeur d’eau, le
gaz carbonique, et d’autre gaz de l’atmosphère vont absorber ce rayonnement
infrarouge, empêchant la terre de se refroidir. Sans ces gaz à effet de serre
la température moyenne serait de –19°C.
Cependant, l’augmentation de la
quantité de GES émis dans l’atmosphère peut à long terme avoir des effets
néfastes sur l’écosystème planétaire. Ainsi, un plan de lutte contre les
émissions de GES a été instauré. Il vise à réduire l’émission de CO2,
de CH4, de N2O et de gaz fluoré ou de CFC.
Chaque kilowattheure d’origine
éolienne est un kilowattheure qui n’est pas produit par une centrale thermique
classique. C’est donc autant de polluants en moins dont il est facile d’évaluer
les quantités. Ces quantités varient néanmoins en fonction des pays et de l’efficacité
de leurs centrales, de leurs équipements antipollution, et de la composition de
leurs combustibles.
ITEM 4 :
Emission de polluants dans l’atmosphère par kilowattheure
|
Polluant
|
Royaume
Uni
G/kWh
|
USA
G/kWh
|
Danemark
G/kWh
|
|
CO2
|
860
|
940
|
850
|
|
SO2
|
10
|
4.1
|
2.9
|
|
Nox
|
3
|
4
|
2.6
|
|
Cendre
|
NR
|
NR
|
55
|
|
Poussières
|
NR
|
NR
|
0.1
|
A l’échelle globale de la planète, d’un pays ou d’une
région, l’utilisation de l’énergie éolienne est positive car elle ne génère
aucun déchet, aucune pollution, aucun rejet de gaz à effet de serre, et parce
qu’elle évite la combustion d’énergie fossile responsable de la majorité de la
pollution atmosphérique.
Le décret de 1993, précise les
thèmes sur lesquels les effets sont analysés : la faune, les sites et les
paysages, le sol, l’eau, le climat, les milieux naturels et les équilibres
biologiques, la protection des biens et du patrimoine culturel, la commodité du
voisinage (bruits, vibrations, odeurs, émissions lumineuses), l’hygiène, la
sécurité et la salubrité publique.
L’emprise au sol d’une éolienne
est faible, environ 20m². Le chemin d’accès au site et celui qui mène aux
éoliennes, en revanche, demandent plus d’espace. Au total cependant, les turbines
et les voies d’accès occupent moins d’1% de la surface du parc éolien moyen.
D’ailleurs ce n’est que dans le cas d’un site isolé que se pose le problème
d’une déforestation significative pour revoir la maintenance et l’assemblage
des éoliennes. En effet les sites construits sur le bord de voies existantes
(route, piste, jetée, …) ne nécessitent pas de nouvelles voies d’accès.
Cependant pour les sites éloignés, les impacts sur la végétation peuvent être
significatifs dans la mesure où il faut prévoir des aires de montages et de
levage des éoliennes, ainsi que la création de routes pouvant supporter le
passage de gros camions (la nacelle complète d’une éolienne de 600kWpèse entre
15 et 20 tonnes) et des convois de grande longueur (une pale d’éolienne de 600kW
dépasse les 20m). C’est pourquoi il faut tenter de limiter les défrichements en
optimisant le nombre d’aire de montage (les grouper deux par deux ou plus) et
en montant les pales en l’air là où c’est possible. Par ailleurs, quelques
règles simples permettent de réduire l’impact de ces aires temporaires :
conserver la terre végétale (par un décapage spécifique) pendant la durée du
chantier, puis la remettre en place sur l’aire de travail et procéder à une
revégétalisation adaptée.
Aussi, il existe des impacts
potentiels non négligeables sur le milieu physique.
ITEM 5 :
Impacts des éoliennes sur le milieu physique
|
Impacts ou risques
|
Caractéristiques
|
Commentaires
|
|
Perte de terre végétale
|
Impact indirect et permanent
|
Liée directement à l’importance des surfaces terrassées
|
|
Pollution des eaux superficielles
|
Impact indirect et temporaire
|
Possible pendant les travaux et selon les conditions
météorologiques
|
|
Poussières
|
Impact direct et temporaire
|
Les vents favorisent leur formation et leur envol
|
|
Erosion des sols et glissement de terrains
|
Impact indirect
|
Le risque croit avec l’importance des pentes
|
|
Imperméabilisation des surfaces
|
Impact direct et permanent
|
Risque de concentration dans l’espace et dans le temps des
eaux de pluie lié aux chemins imperméabilisé
|
|
Pollution par hydrocarbures
|
Accidentelles
|
Précautions à prendre pendant le chantier :
maintenance préventive des éolienne
|
De nouveau il est impératif de
limiter les surfaces à terrasser au minimum, il faut néanmoins ajouter que dans
la majeure partie des cas, ces impacts sont marginaux.
Le bruit reste le principal
reproche fait aux éoliennes. Ce bruit est dû au frottement de l’air sur les
pales des éoliennes. Ce bruit a été considérablement réduit au cours des
dernières années avec la mise au point de profils d’ailes plus performant.
Actuellement le niveau sonore d’une éolienne à 150m est de 45 dB et est le même
que celui d’un parc de trente éoliennes si on se place à 500m. De plus dès que
le vent est suffisamment fort n’importe quel obstacle au vent ferra un bruit
tel qu’il couvrira celui des éoliennes. Mais en revanche un vent de 8 m/s est
très défavorable car là le niveau sonore ambiant est trop faible pour couvrir
le bruit des machines.
En ce qui concerne l’implantation
des éoliennes et le bruit, les législations diffèrent entre les pays : au
Danemark le seuil maximum doit être de 45 dB alors qu’en France il ne doit pas
dépasser le niveau sonore ambiant.
Pour prévenir les nuisances
sonores les sites doivent être bien évidemment choisis éloignés des
habitations. Et de plus on peut aussi appliquer une conduite des éoliennes à
vitesse variable, ce qui minimise le bruit moyennant une baisse de rendement
(environ 0,1%)
Les risques d’accident comme les
projections de pales, les incendies, les risques électriques, doivent être pris
en compte et forment un risque pour l’environnement et pour les populations.
Toutefois même si le risque zéro n’existe pas, force est de constater que sur
le parc mondial de plus de 30 000 éoliennes, aucun riverain ni aucun visiteur
de parc éolien n’a été tué ou blessé par des éoliennes. Néanmoins du fait de
leur hauteur et la présence d’électricité à haute tension, les accidents lors
de la maintenance restent possibles.
La présence d’électricité à haute
tension induit la présence de forts champs électromagnétiques au voisinage des
éoliennes. L’effet de ces champs est double : le premier est de perturber
les ondes hertziennes et donc d’induire des nuisances d’ordre ménager dans les
habitations à proximité et l’autre est d’ordre sanitaire. Les effets de ces
champs sur la santé sont étudiés depuis de nombreuses années par des organismes
tels que l’INSERM ou l’O.M.S., mais ils sont très difficiles à mettre en
évidence, comme pour les lignes à haute tension.
Les collisions avec l’avifaune,
dues à des parcs éoliens, ont été observées, il y a quelques années, en
Californie et dans le sud de l’Espagne. C’est notamment à Tarifa dans le sud de
l’Espagne qu’on a constaté une mortalité anormalement élevée. Là, pas moins de
350 éoliennes de toutes tailles se répartissent sur 6 sites différents. Des
études réalisées sur place ont montré que les espèces nicheuses attirées par
une décharge d’ordures ménagères étaient les plus touchées. Bilan global :
un oiseau tué pour trois éoliennes par an. Ces résultats ont alerté les
professionnels de l’éolien ainsi que les ornithologues.
Ainsi d’autres études menées dans
le monde entier, ont tenté d’apporter des réponses aux trois questions
suivantes :
·
Oiseaux et parcs éoliens peuvent-ils cohabiter ensemble ?
·
Quels critères ornithologiques doit-on prendre en compte dans le
choix d’un site éolien ?
·
Comment concevoir un site éolien respectueux de l’avifaune
Force est de constater que ces
études conduites à travers le monde ont montré que les impacts sont extrêmement
variables d’un site à l’autre et qu’une multitude de facteurs rentrent en ligne
de compte.
Néanmoins on peut dire que pour
analyser l’impact potentiel d’un parc éolien sur l’avifaune, il faut tenir
compte des deux dimensions du problème : l’écologie du site ( =richesse en
oiseaux, importance des passages…), et le comportement habituel des différentes
espèces face à des éoliennes. Un grand nombre de paramètres rend
particulièrement délicat toute analyse prédictive. L’évaluation nécessite au
préalable une étude sur la richesse ornithologique. Ensuite au cours des
premières années d’exploitation un suivi ornithologique permet de quantifier
les impacts effectifs et d’identifier les éventuelles éoliennes responsables.
Des mesures correctives ponctuelles peuvent alors être prises comme un balisage
spécifique, un fonctionnement adapté des éoliennes voire le démantèlement d’une
machine particulièrement meurtrière.
En conclusion on peut dire que
l’énergie éolienne, pourtant renouvelable et non polluante, n’échappe pas au
syndrome NIMBY (not in my back yard). Les opposants à un projet de parc éolien
évoquent toujours les raisons environnementales : impact paysager,
protection des oiseaux et nuisances sonores. Inutile de le nier, un parc éolien
peut être visible à plusieurs kilomètres à la ronde et être vu par des milliers
de personnes quotidiennement. Cependant, le caractère propre et renouvelable de
l’énergie éolienne ne doit pas être un alibi pour des projets à fort caractère
nuisible selon les critères évoqués ci-dessus, mais au contraire il doit être
une raison supplémentaire pour s’efforcer de minimiser les nuisances.
Pour approfondir le thème de ce paragraphe, le site de
l’Association Danoise de l’Industrie Eolienne fournit une documentation très
détaillée disponible gratuitement sur Internet à l’adresse suivante : www.windpower.dk .
Sources :
Guide de l’énergie éolienne, les aérogénérateurs au service du
développement durable, Agence
de Coopération Culturelle et Technique, Institut de l’Energie des Pays ayant en
commun l’usage du Français, Région Languedoc-Roussillon, Agence Méditerranéenne
de l’Environnement, ADEME, FONDEM, Collection Etudes et filières, janvier 1998.
www.windpower.dk : site de l’Association Danoise de l’Industrie Eolienne
www.eole.fr :
site de l’Université du Quebec à Rimouski
www.ecotools.net : fabriquant d’éoliennes
www.vergnet.fr:
fabriquant et installateur d’éoliennes
www.ewea.org:
site de l’association européenne pour l ‘énergie éolienne
4.1.1.1
Présentation
La grande majorité des éoliennes
utilisées aujourd’hui sont à axe horizontal. Elles peuvent être décomposées en
trois parties : la tour, la nacelle et le rotor
ITEM 6 : La tour, la
nacelle et le rotor
La tour supporte la nacelle et le
rotor. Une tour haute permet d’accéder à des vents plus importants mais les
coûts d’élévation augmentent également très rapidement. La nacelle abrite les
composants électromagnétiques de production d’énergie. Les pales du rotor
tournent sous l’effet de la force de portance due à l’écoulement du
vent. Le moyeu du rotor entraîne par la suite l’arbre lent
(vitesse typique sur les grandes éoliennes : 20 tours/mn), le
multiplicateur (vitesse circulaire en sortie 75 fois supérieure), l’arbre
rapide (vitesse d’environ 1 500 tours/mn) et enfin la génératrice.
La génératrice transforme l’énergie mécanique de rotation en énergie électrique
grâce au phénomène d’induction électromagnétique.
Par ailleurs, une grande éolienne
dispose généralement d’un système de « contrôle-commande » qui lui
permet de connaître à tout instant sa configuration optimale (vitesse de
rotation et orientation). Une girouette contrôle ainsi l’orientation optimale
tandis qu’un anémomètre optimise la vitesse de rotation ou stoppe complètement
l’éolienne en cas de vents trop violents.
4.1.1.2
Principales caractéristiques
La surface balayée : beaucoup de gens s'imaginent
que plus il y a de pales, plus l'éolienne « récolte » du vent. Mais
ce n’est pas le cas. C'est la surface balayée par l'hélice qui compte et qui
donnera en première approche la meilleure évaluation de l’éolienne
La puissance nominale :
c’est la puissance optimale de fonctionnement de l’éolienne. Elle dépend du
type d’éolienne évidemment mais également de la moyenne annuelle des vents sur
site.
ITEM 7 :
courbe de puissance d’une éolienne
La vitesse de vent nominale :
c’est la vitesse de vent qui permet à l’éolienne d’atteindre sa puissance
nominale
La vitesse de survie :
c’est la vitesse de vent maximale que l’éolienne peut supporter pendant 5
secondes sans dommage.
La fiabilité : des
études allemandes et danoises ont été récemment menées sur les origines des
défaillances des éoliennes et il est ainsi apparu que la plupart des pannes
sont liées à des problèmes des composants électriques
ITEM 8 :
Données sur les pannes
|
Origines des pannes
|
Effets des pannes sur l’éolienne
|
|
§
Tempête
§
Réseau
§
Foudre
§
Couche de glace
§
Système de contrôle
§
Défaillance d’un composant
§
Partie détachée
§
Autres causes
§
Causes inconnues
|
6 %
7 %
4 %
2 %
22 %
17 %
4 %
10 %
28 %
|
§
Immobilisation
§
Endommagement
§
Réduction de la puissance
§
Vibrations
§
Bruit
§
Surcharge
§
Sur-vitesse
§
Autres effets
|
58 %
3 %
5 %
5 %
7 %
2 %
7 %
13 %
|
|
|
|
|
Le facteur de charge :
c’est le rapport entre E, l’énergie réellement produite sur un temps T et
l’énergie qui aurait théoriquement pu être produite si l’éolienne avait fonctionné
à sa puissance nominale (Pn) pendant le temps T. C’est la grandeur qui permet
d’évaluer la performance d’une éolienne sur un site donné :
Les meilleurs facteurs de charge
se situent actuellement entre 30 et 40 %.
Egalement appelées panémones, les
éoliennes à axe vertical n’ont pas connu le succès de leurs cousines à axe
horizontal et présentent pourtant des caractéristiques tout à fait
remarquables. Leur principal atout est de ne pas dépendre de la direction du
vent. Trois types d’aérogénérateurs à axe vertical ont été
commercialisés : le rotor de Darrieus, celui de Savonius et la Rose des
Vents commercialisée par un fabriquant français.
L’éolienne de Savonius est
composée de 2 demi-cylindres. Elle a l’avantage
d’être simultanément simple à fabriquer, robuste et peu coûteuse ce qui la rend
très intéressante dans les pays en développement.
ITEM 9 : L’éolienne de Savonius
L’éolienne de Darrieus qui
présente un profil original rappelant un fouet à battre les œufs offre une puissance considérable sur des sites bien
ventés. EOLE 4, une éolienne de Darrieus de 4.200 kW avec un diamètre de rotor
de 100 m située à Cap Chat, Québec est l’éolienne la plus puissante au monde.
Si malgré les possibilités qu’elles offrent en terme de puissance, ces
aérogénérateurs n’ont pas connu de succès commercial, c’est qu’ils présentent
une fragilité mécanique encore importante et que l’entretien reste très
complexe (c’est pour cette raison que EOLE 4 n’est plus aujourd’hui en
fonctionnement).
ITEM 10 : L’éolienne de Darrieus (2 demi cylindres)
La Rose des Vents, concept
récent est une petite éolienne individuelle très simple : constituée de
trois ailes vrillées, elle fonctionne à partir de vitesses de vents très basses
et paraît bien adaptée pour des utilisations telles que le pompage, la recharge
des batteries…
ITEM 11 : La
Rose des Vents
Afin de produire l’énergie la plus
rentable possible, il est primordial d’atteindre un rendement optimal sur un
site donné. Ainsi, la plupart des éoliennes sont conçues de manière à atteindre
leur puissance nominale pour des vents relativement peu forts (15m/s) et à
s’arrêter pour des vitesses de vent trop élevées (à partir de 25 m/s). Il
existe deux types de mécanisme de régulation de la puissance :
Ø
Contrôle à calage fixe de pale : La géométrie du
rotor est figée de telle sorte qu’elle permette un décrochage aérodynamique
automatique des pales à partir d’une certaine vitesse.
Ø
Contrôle à calage variable de pale : les pales
peuvent tourner autour de leur axe longitudinal. Un contrôleur électronique
vérifie la vitesse du vent et oriente les pales de manière à ce que la force de
portance appliquée corresponde à la puissance nominale de l’éolienne. Ce
système permet un contrôle beaucoup plus fin de la puissance de sortie. Si les
avantages du dispositif à calage variable sont nombreux, le surcoût entraîné
reste considérable.
L’éolienne doit fournir au réseau
une électricité à une fréquence donnée. On utilise ainsi soit des génératrices
à vitesse fixe directement raccordée au réseau soit une génératrice à vitesse
variable qui utilise une batterie de composants électroniques afin de produire
un courant identique à celui du réseau. Les génératrices indirectement
raccordées au réseau permettent un contrôle extrêmement fin de l’énergie
produite. Leur principal avantage reste le faible niveau de bruit auquel elles
fonctionnent. Elles nécessitent cependant un investissement très important qui
doit être justifié par une qualité exceptionnelle de site.
Conclusion
Les activités de recherche et développement dans le
domaine de l’éolien sont actuellement orientées vers plus de puissance et moins
de bruit. Aujourd’hui, les meilleures éoliennes offrent des puissances
d’environ 1 500 kW mais étant donné les rapides progrès dans le domaine, on
peut supposer que cet optimum sera rapidement dépassé. Les recherches se poursuivent
également dans le sens d’une réduction aérodynamique et mécanique du bruit.
La conception idéale d'une éolienne n'est pas dictée par
la technologie seule, mais par une combinaison de considérations technologiques
et économiques de sorte qu'elles produisent de l'électricité au moindre coût
possible par kilowattheure. Ainsi, dans des sites isolés et éloignés, il est
primordial de bien connaître le potentiel éolien et les besoins énergétiques de
la population afin de dimensionner l’éolienne de manière réaliste et de ne pas
utiliser de technologie inadaptée et trop onéreuse.
Sources :
- www.europa.eu.int
- www.ademe.fr
- www.amorce.fr. : AMORCE est une
association de 165 collectivités territoriales concernées par l’énergie et les
déchets.)
-
RTE : gestionnaire français du réseau de transport d’électricité, audition
publique du 8 novembre 2001
-
Directive européenne 96/92 concernant les règles communes pour le marché
intérieur de l’électricité
-
Loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au
développement du service public de l’électricité
-
Décret n° 2001-365 du 26 avril 2001 relatif aux tarifs d’utilisation des réseaux
publics de transport et de distribution d’électricité
4.2.1.1
Le réseau public de transport d’électricité français
Le réseau public de transport
d’électricité, géré par RTE, est constitué en France :
·
d’un réseau de grand transport et d’interconnexion à 400 000 V,
·
d’un réseau de répartition régionale à 225 000, 90 000, et 63 000
V acheminant l’électricité depuis les postes de transformation à 400 000 V
jusqu’à proximité des centres de consommation.
Il est situé en amont des réseaux
publics de distribution d’électricité (20 000,380 et 220 V) qui sont du ressort
des gestionnaires des réseaux de distribution comme EDF.
Le développement du réseau relève
d’un schéma approuvé par le ministre chargé de l’Energie après avis de la
Commission de Régulation de l’Electricité (CRE). RTE garantit un accès au
réseau de transport de la part des ses utilisateurs, moyennant la perception
d’une rétribution calculée sur la base de tarifs publiés par les pouvoirs
publics.
4.2.1.2
la production éolienne est dispersée sur le territoire français
Les textes imposent l’obligation
de l’achat de l’énergie produite par les installations de production d’énergie
renouvelable, avec un plafond de 12 MW. Les gestionnaires de réseaux
enregistraient fin 2001 plusieurs centaines de demandes indépendantes pour un
total de l’ordre de 13 000 MW.
4.2.1.3
Dans des zones sans consommation où le réseau est insuffisamment
dimensionné
La capacité des réseaux peut être
limitée par des contraintes de transit sur les réseaux de distribution ou des
contraintes sur le réseau de transport, même pour des raccordements sur le
réseau de distribution.
Plus de 100 demandes de
raccordement, en majeure partie au réseau de distribution, ont été par exemple
formulées dans le seul département de l’Aude pour un total dépassant 1500 MW. Le
réseau géré par RTE a été dimensionné pour une consommation de pointe du
département de 250 MW, ce qui limite à 300 à 350 MW la production éolienne si
l’on ne modifie pas le réseau.
4.2.1.4
Une gestion de pénurie, les nécessités de renforcement étant
difficiles à prévoir
Les demandes, très volatiles,
empêchent la conception d’un plan de renforcement qui nécessite un relatif
consensus sur les implantations et les puissances des fermes éoliennes à moyen
et long terme.
En l’absence de renforcement des
réseaux, les gestionnaires organisent en commun la pénurie de l’offre par
rapport aux demandes de raccordement en mettant en place des files d’attente
par zone électrique, voire en imposant le cas échéant des contraintes
d’exploitation aux producteurs pour garantir la sûreté du système électrique.
4.2.1.5
Une participation au coût de raccordement
Actuellement, le producteur qui
demande un raccordement doit payer l’ensemble des surcoûts qu’il engendre sur
le réseau, c’est-à-dire le coût complet. Il bénéficie en contrepartie d’un
droit de suite, une partie de ses débours lui étant remboursée lorsque les
ouvrages qu’il a payés bénéficient à un autre utilisateur.
Le rapport du groupe d’expertise
économique sur la tarification présidé par Paul Champsaur a proposé de ne
répercuter sur les nouveaux producteurs que les coûts de raccordement stricto
sensu, soit un coût partiel. Cette recommandation qui conduit à mutualiser les
coûts de maintenance, de sécurisation, de développement et de renforcement
entre tous les utilisateurs fera l’objet d’une disposition qui entrera en
vigueur avec les premiers tarifs.
Le cahier des charges de
concession du réseau public de transport devrait également proposer à tous les
utilisateurs du réseau une participation financière fonction d’un barème indépendant
de la solution technique retenue par RTE.
4.2.1.6
Des délais de renforcement du réseau importants
Les fermes éoliennes, en majorité,
implantées dans la vallée du Rhône, les zones littorales à faible densité de
population, donc au réseau vite saturé, devront attendre la réalisation
d’ouvrages de renforcement amont pour être mises en service.
Les volumes de renforcement sont
importants et concernent le réseau de répartition 63 000 et 90 000 V mais aussi
le réseau 225 000 et 400 000 V pour lequel le délai de réalisation des ouvrages
semble de 7 à 8 ans compte tenu des procédures administratives à
respecter. Les coûts considérés peuvent être évalués à plusieurs dizaines de
milliards de francs. Un schéma directeur fiable d’implantation des fermes
s’avère nécessaire.
Sources :
o
www.europa.eu.int
o
www.ademe.fr
L’attitude des pouvoirs publics envers l’éolien constitue,
à elle seule, une controverse : d’un côté, l’Europe et la France en
particulier mettent en place des plans et programmes visant à promouvoir
l’énergie éolienne et de l’autre, un dispositif réglementaire et législatif
français très inadapté au développement de l’éolien : servitudes
d’urbanisme, autorisations diverses, responsabilité pénale etc. On pourrait
résumer cette dualité en évoquant un encouragement de l’éolien, oui, mais pas à
n’importe quel prix !
Cet encouragement est pulsé par l’Europe qui a mis au
point un plan d’action communautaire en matière de sources d’énergie
renouvelable (SER) pour la période 1998 - 2000.
Cette volonté européenne forte s’est exprimée lors du
document de travail de la Commission - Energie pour l’avenir : les sources
d’énergie renouvelables (stratégie et plan d’action communautaires), Campagne
de décollage - au travers du livret Vert, livre Blanc, et d’un plan
communautaire.
5.1.1.1
Une stratégie et un plan d’action communautaire
Ils sont décrits par deux livres : le livre vert qui
concerne la sécurité de l’approvisionnement et le livre blanc qui expose les
principes communautaires en matière de développement des énergies
renouvelables.
5.1.1.1.1
Livret Vert :
La Commission envisage de lancer un vaste débat sur la
base du livre vert
relatif à la sécurité de l'approvisionnement qui a été récemment adopté. Ce
livre vert est né d'un constat : la croissance future de la dépendance
énergétique européenne. Loin d’être suranné, le récent triplement du prix du
pétrole brut sur le marché international, est venu rappeler l’actualité du
thème et l’importance de l’énergie dans l’économie européenne. Si la dépendance
énergétique n’est pas, en soi, un problème facile à régler, le concept de
sécurité des approvisionnements qui figure dans le Traité de l’Union européenne
(article 100) impose une réflexion sur la diversification des sources
d’approvisionnement (par produits et par zones géographiques). Les discussions
en cours concernant la durabilité aux niveaux communautaire et international
sont d'une extrême importance pour le développement des SER. La contribution
des SER à la durabilité est largement admise.
5.1.1.1.2
Livre Blanc :
En novembre 1997, la Commission
européenne a adopté la communication "Énergie pour l'avenir: les
sources d'énergie renouvelables - Livre blanc établissant une stratégie et
un plan d'action communautaires" . L'objet de ce livre blanc est de contribuer,
par la promotion des sources d'énergie renouvelables, à la réalisation des
objectifs généraux de la politique énergétique - sécurité de
l'approvisionnement, respect de l'environnement et compétitivité – ainsi que
d'améliorer et de renforcer la protection de l'environnement et le
développement durable. À cette fin, il est proposé dans le livre blanc de
doubler la part des sources d'énergie renouvelables (SER) dans la consommation
intérieure brute d'énergie de l'Union européenne, l'objectif communautaire
étant fixé à titre indicatif à 12% d'ici à 2010.
Le conseil européen, le parlement
européen et le comité des régions ont approuvé les lignes directrices du livret
blanc qui constitue une référence non seulement pour les États membres, leurs
régions et municipalités, mais aussi au niveau international.
5.1.1.1.3
D’autres moyens de promotion de l’éolien
Ce désir de promouvoir les
énergies renouvelables et en particulier, l’énergie éolienne, nécessite de
mettre en place des outils suffisamment forts pour lutter contre la concurrence
des autres énergies, moins coûteuses, et de développer une campagne de
sensibilisation et d’informations sur les intérêts qu’elles présentent. Nous
citerons, ici, la normalisation et la campagne de décollage comme exemples.
5.1.1.1.3.1
La normalisation
La normalisation à l'échelle
communautaire est importante pour faciliter la commercialisation et la
pénétration sur le marché des SER. Aussi la Commission a-t-elle pris des
initiatives concernant des normes applicables à l'équipement solaire thermique,
solaire PV et nécessaires à l'énergie éolienne. Ces normes visent, par l'implication
du Comité européen de normalisation (CEN), à renforcer les marchés
traditionnels et à développer de nouveaux marchés concurrentiels. Les résultats
sont prévus en 2000 pour les normes applicables à l'énergie solaire et à
l'énergie éolienne, et en 2002 pour la biomasse
ITEM 12 :
Plan d’action pour les SER 1998-2010
5.1.1.1.3.2
La campagne de décollage
La campagne de décollage des
énergies renouvelables se déroulera de 2000 à 2003 et portera sur des objectifs
quantitatifs à atteindre dans différents secteurs-clés des SER. Outre ces
objectifs sectoriels, l'objectif global, tel que présenté dans le livre blanc,
consiste à déterminer "100 collectivités" désireuses de
s'approvisionner à 100% à partir de SER. L'action "100 collectivités",
initialement proposée dans le livre blanc, a déjà suscité un grand intérêt à
travers l'Union Européenne. La Commission aura pour rôle de définir le cadre
général, de fournir une aide technique et financière, le cas échéant, et de
coordonner les actions. Le soutien financier de la Communauté en faveur de SER,
qui pourrait être fourni à l'aide des différents instruments financiers
disponibles (fonds structurels et programmes de soutien comme ALTENER) a été
estimé, conformément aux perspectives financières, à 987,5 millions pour la
période 1999-2003. Les instruments de promotion de la campagne sont financés
dans le cadre du programme ALTENER.
Les États membres auront un rôle
crucial à jouer dans cette action concertée, celui de promouvoir les objectifs
de la campagne et de coordonner les actions au niveau national. Cependant, si
le rôle du secteur public est essentiel, l'objectif principal de la campagne
est d'aider et de soutenir le secteur privé et d'impliquer tous les intéressés
dans la promotion des sources d'énergie renouvelables.
L’efficacité de cette volonté
européenne forte est visible par l'essor que connaît l'éolien. Au cours des 10
dernières années, la capacité de production de cette énergie a été multipliée
par 24. L’objectif de 10 000 MW générés
par des turbines a donc été atteint en trois ans : l'équivalent de
9 645 MW a été installé avant 1999. Cette évolution impressionnante est le
résultat de politiques résolues menées dans trois États membres principalement
(Danemark, Allemagne, Espagne). Eu égard au développement spectaculaire de
cette technologie, l'objectif indicatif proposé dans le livre blanc était de 40
GW de capacité installée en 2010. Récemment, l'association professionnelle a
fixé le nouvel objectif de 60 GW pour 2010. Cet objectif est traduit dans la
directive européenne du 10 mai 2000.
ITEM 13 : Projections concernant l’énergie éolienne
5.1.1.2
La Directive européenne adoptée le 10 mai 2000 :
Le 10 mai 2000, la Commission a
adopté une proposition de directive sur la promotion de l'électricité produite
à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de
l'électricité.
Cette initiative de la Commission vient en réponse à l'invitation du Conseil
Énergie du 11 mai 1999
de soumettre une proposition concrète de
cadre communautaire régissant l'accès au marché intérieur de l'électricité
produite à partir de sources d'énergie renouvelables. De même, le Parlement
européen, dans ses résolutions sur l'électricité produite à partir de sources
d'énergie renouvelables des 26 mai 1998
et 30 mars 2000,
invite la Commission à faire une proposition dans ce domaine.
5.1.1.2.1
Les propositions de la directive européenne
L'objectif stratégique de la
proposition était d'instaurer un cadre permettant d'accroître de façon
substantielle, à moyen terme, la part de l'électricité produite à partir de
sources d'énergie renouvelables (ci-après désignée par "électricité
verte") dans l'Union Européenne, et d'en faciliter l'accès au marché
intérieur de l'électricité. La proposition vise à assurer, aux intéressés, une certaine
sécurité réglementaire, tout en laissant à chaque État membre une grande
autonomie qui lui permette de prendre en compte sa situation particulière
conformément au principe de subsidiarité. Elle repose sur les principes
suivants:
5.1.1.2.1.1
Objectifs nationaux (article 3):
Les États membres sont tenus de
fixer des objectifs nationaux concernant leur consommation future d'électricité
verte. Des indications relatives à ces objectifs figurent dans l'annexe à la
proposition. Si tous ces objectifs sont atteints, environ 22% de l'électricité
de l'Union Européenne seront fournis par des sources d'énergie renouvelables en
2010 contre 14% aujourd'hui.
Production d’énergie renouvelable : 13 % ® 22 % en 2010
La Commission veillera à la
conformité des objectifs nationaux avec les objectifs communautaires et, en cas
de non-conformité, elle sera tenue de proposer les modifications à apporter aux
objectifs nationaux.
5.1.1.2.1.2
Régimes de soutien (article 4):
La proposition ne fait pas
référence à un régime de soutien harmonisé à l'échelle communautaire en faveur
de l'électricité verte, afin de permettre aux États membres d'acquérir plus
d'expérience dans l'application de leur propre régime national. La Commission
surveillera de près l'évolution de la situation dans les États membres pour se
faire une idée plus précise des avantages pratiques de chaque régime de
soutien.
5.1.1.2.1.3
Questions techniques (article 5):
La proposition aborde une série de
questions techniques essentielles à la poursuite du développement de
l'électricité verte. Aussi oblige-t-elle les États membres à:
Ø
· établir des certificats
d'origine précis et fiables de l'électricité verte,
Ø
· assurer l'accès
prioritaire de l'électricité verte au réseau de distribution,
Ø
· rechercher les moyens
de rationaliser et de simplifier les procédures administratives applicables à
l'installation de centrales électriques vertes,
Ø
· veiller à ce que le
calcul des coûts du raccordement des nouveaux producteurs d'électricité verte
au réseau de distribution soit transparent et non discriminatoire.
Les Etats Membres doivent mettre
en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives,
nécessaires pour se conformer à cette directive au plus tard le 31 mai 2001.
La proposition a été présentée à
la réunion du Conseil des ministres de l'Énergie du 5 décembre 2000 qui est
parvenu à un accord en vue de l’établissement de la position commune sur la
directive relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources
d’énergie renouvelables (SER) sur le marché intérieur de l’électricité.
5.1.1.2.2
Position commune adoptée par le Conseil de l’énergie, le 5
décembre 2000
Cette position commune est centrée
autour de 4 axes:
1. Fixation
et respect par les Etats membres d’objectifs indicatifs nationaux de
consommation future d’électricité des SER. L’objectif indicatif global de
l’Union Européenne, préconisé par le livre Blanc de 1997, est de doubler, d’ici
2010, la part des SER dans son bilan énergétique, à savoir de 6 % actuellement,
à 12 % de la consommation intérieure brute d’énergie. La part indicative de
l’électricité produite à partir des SER dans la consommation totale
d’électricité devra atteindre un niveau de 22.1 %.
2. Mise
en place d’un système de garantie d’origine de l’électricité des SER ;
3. Mesures
d’accompagnement visant à créer des conditions équitables et à faciliter la
pénétration de l’électricité des SER sur le marché intérieur de l’électricité
dans le respect des règles de concurrence ;
4. Contrôle
par la Commission de l’application des régimes de soutien en faveur des
producteurs d’électricité provenant de sources renouvelables. Les Etats membres
appliquent différents mécanismes de soutien des sources d’énergie renouvelables
au niveau national, notamment des certificats verts, des aides à
l’investissement, des exonérations ou réductions fiscales, des restitutions d’impôt
et des régimes de soutien direct des prix. Un moyen important pour cette
directive est de garantir le bon fonctionnement de ces mécanismes jusqu’à ce
qu’un cadre communautaire soit mis en œuvre, de façon à conserver la confiance
des investisseurs. Le cadre révisé pour les aides d’Etat pour la protection de
l’environnement sera cohérent avec l’objectif communautaire de promotion de
l’électricité provenant de SER. Il fournira ainsi des critères transparents et
appropriés pour l’autorisation des régimes d’aide de l’Etat en faveur des
énergies renouvelables. Le cadre révisé pour les aides de l’Etat sera décidé
conformément aux dispositions pertinentes du Traité.
Quatre ans au plus après l’entrée
en vigueur de la directive, la Commission fera un rapport d’évaluation sur
l’application de ces mécanismes. Ce rapport sera accompagné, le cas échéant, de
propositions pour l’harmonisation de régimes de soutien pour laquelle une
période de transition de 7 ans est prévue.
Il faut préciser que, si les SER
faisaient déjà l'objet d'actions de promotion et de soutien, tant au niveau de
la Communauté que des États membres, lorsque le livre blanc est paru, il a
constitué une incitation plus forte. En effet, il recommande et encourage
explicitement les aides publiques en faveur de projets SER
dans le cadre de programmes nationaux : plusieurs États membres ont
récemment adopté des stratégies nationales concernant le développement des SER.
Ces stratégies consistent généralement en des objectifs à atteindre et des
plans d'action pluriannuels relatifs à la capacité des systèmes SER à
installer, ainsi qu'en des mesures administratives, juridiques et d'autres
activités promotionnelles.
ITEM 14.
Politiques et objectifs actuels dans les Etats membres et en Norvège
On
réalisera, ici, un zoom sur le cas de la France.
Les perspectives de changement
climatique et la connaissance sur l’effet de serre poussent les Etats à se
préoccuper de plus en plus de la consommation d’énergie. La crise de l’essence
qui a touché la France en septembre 2000 a réveillé les consciences. L’objectif
de la directive européenne du 10 mai 2000 est le suivant :
§
Production d’énergie renouvelable : 15 % ® 21 % en 2010 (réponse à l’objectif
national demandée par la directive)
Dans le cadre de cette directive
européenne, le Programme National d’Amélioration de l’Efficacité Energétique
(PNAEE) envisage, entre autres,
d’accélérer le développement des énergies renouvelables.
§
Programme national d’amélioration de l’efficacité énergétique
(PNAEE) présenté le 6 décembre 2000 :
Ø Action
sur les transports, sur l’habitat
Ø Action
pour accélérer le développement des énergies renouvelables : augmentation
du tarif de rachat de l’énergie éolienne (réponse au régime de soutien
demandée par la directive)
Ø Mise
en place d’outils financiers pour sensibiliser les entreprises aux questions
énergétiques.
L’une de ces actions est
l’augmentation du tarif de rachat de l’électricité éolienne. Pour informer les
entreprises et les particuliers, l’ADEME crée des « Points d’Information
Energie ». Enfin, pour les entreprises, en particulier, elle prévoit la
mise en place d’outils financiers à forts effets de leviers susceptibles de les
sensibiliser aux questions énergétiques (Fonds d’Investissements De
l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie - FIDEME) : le FIDEME
associera prochainement des financements publics (ADEME) et privés pour aider
les entreprises qui manquent de fonds propres à monter leurs projets.
« Avec
ce programme, nous retrouvons les niveaux d’intervention que nous avions connus
à la fin des années 70 et au début des années 80 » fait remarquer le
président de l’ADEME. « Ce qui signifie que nous sommes sur la bonne
trajectoire.»
En 2001, le budget de l’ADEME
consacré à la maîtrise de l’énergie se monte à 1,120 milliards de Francs. Il a
été multiplié par 10 en trois ans. Avec l'engagement des collectivités locales
aux côtés de l’ADEME, la capacité globale d’intervention publique approche 1,5
milliards de francs, sans compter le soutien tarifaire aux énergies
renouvelables. Grâce notamment à la mobilisation des industriels, du monde
associatif et des relais bancaires, ce programme devrait générer 10 à 15
milliards de francs d’investissements par an. L'ADEME créera 100 postes
supplémentaires en 2001 afin de mener à bien, avec l'aide de ses partenaires,
la mise en œuvre de ce programme.
La réussite du PNAEE dépendra
fortement de la mobilisation de tous les acteurs concernés au niveau local
(collectivités territoriales, organisations professionnelles et consulaires,
associations…), qu'il s'agisse de constituer un réseau d'information de
proximité de “Points Info Energie”, d'intégrer les enjeux énergétiques et
environnementaux dans les plans de déplacement urbain et dans les politiques
d'aménagement ou de développer les énergies renouvelables. Ce programme va dans
le sens de la loi sur l'aménagement et le développement durable du territoire
et permettra de “territorialiser” les actions négociées dans les contrats de
plan Etat-Régions. Pour l'ADEME qui s'est vu confier le pilotage de plusieurs
volets du PNAEE, le renforcement et l'amplification des partenariats existants
au niveau local, la recherche de nouvelles alliances seront au cœur de son
action dans les mois à venir. La dynamique partenariale qui a permis de
construire des programmes d'action conjoints dans le cadre des contrats de plan
Etat-Régions constitue une bonne assise au PNAEE.
Dans la plupart des pays occidentaux, on impose maintenant
aux projets éoliens des directives d'implantation. En France, il est impératif
de se conformer d'abord aux règlements municipaux des permis de construire ce
qui implique le respect des règles d’urbanisme et des autorisations
administratives.
A l’échelle locale, un projet de
construction d’un parc éolien peut générer des nuisances pour le voisinage et
des impacts pour le milieu naturel. A travers la sélection d’un site et la
conception du projet, il s’agit de réduire au maximum ces nuisances et impacts.
La connaissance des principaux documents d’urbanisme concernant le lieu
d’implantation du projet de parc éolien doit permettre de mieux les
appréhender.
5.2.1.1
Le Plan Local d’Urbanisme (PLU)
Le Plan d’Occupation des Sols
(POS), rebaptisé, depuis l’adoption de la loi de Solidarité et de
Renouvellement Urbain, le PLU, est le principal document de planification. Il
fixe les règles générales d’utilisation des sols sur le territoire de la
commune. En l’absence de PLU, les règles sont régies par la carte communale.
Rares étaient les POS qui
autorisaient explicitement l’implantation des parcs éoliens qui sont des
équipements nouveaux par rapport à leur élaboration. Cependant, certaines zones
sont prédisposées à les accueillir :
Ø
Les zones d’activités (industrielles, commerciales, portuaires)
sous réserve d’un éloignement suffisant des tiers : les conséquences de
l’explosion qui a eu lieu à Toulouse sur l’implantation des éoliennes, dans ces
zones-ci, ne sont pas encore connues ;
Ø
Les zones agricoles qui acceptent généralement les activités de
type primaire : agriculture, exploitation de carrières. Un parc éolien est
également une activité d’exploitation d’une ressource naturelle qu’est le vent.
Néanmoins d’autres zones semblent
incompatibles avec l’aménagement des parcs éoliens :
Ø
Les zones urbaines à vocation habitat ;
Ø
Les zones NA et NB, respectivement zone d’urbanisation future et
habitat diffus ;
Ø
Les zones ND qui ont le plus souvent une vocation de protection
du site.
La mise en conformité des POS à
la loi SRU du 1er janvier 2000 pourra permettre la création ou la
spécification de zones propices à l’implantation des parcs éoliens.
La démarche du porteur de projet
sera de se renseigner sur le type de documents d’urbanisme en vigueur sur la ou
les communes concernées. Dans le cas d’un POS, il devra analyser, avec la
Direction Départementale de l’Equipement (DDE), le zonage et le règlement du
site envisagé. Si le POS n’envisage pas l’implantation d’un parc éolien, il
peut être révisé sur l’initiative du maire.
5.2.1.2
Les servitudes d’utilité publiques
Puis, le concepteur doit prendre
en compte les servitudes d’utilité publiques, contraintes réglementaires qu’un
aménageur génère auprès des tiers : aérodrome, canalisations
d’hydrocarbures ou de gaz haute pression, émetteur hertzien, ligne électrique
haute tension, mines et carrières …
Ces servitudes peuvent se traduire
de 2 façons. La première est une interdiction pure et simple de tout ou partie
du projet. La seconde est une obligation de mettre en place des mesures
correctives comme le balisage.
Elles sont reportées généralement
au PLU, d’une part sous la forme d’une liste, avec leur description technique,
et d’autre part au sein d’une carte. Cependant, certaines servitudes très
spécifiques et, ne s’appliquant habituellement pas à l’habitat, comme celles
relatives à la circulation aérienne, sont rarement reportées.
Pour connaître l’existence de ces
servitudes, il y lieu de consulter la DDE. Pour les servitudes
radioélectriques, l’Agence Nationale des Fréquences est l’organisme clé. Mais
il est toujours préférable de remonter à la source de l’information :
Armée de l’Air, Armée de Terre, Direction de l’Aviation Civile, Direction
Générale de l’Armement, France Télécom, Gendarmerie, Marine Nationale,
Télédiffusion de France… Les servitudes relatives à la protection des monuments
et des sites ou bien aux forêts soumises au régime forestier sont également
reportées.
Les servitudes aéronautiques,
contraintes les plus fortes à l’implantation des parcs éoliens, rassemblent
plusieurs types de contraintes techniques, car elles concernent autant le
fonctionnement des aérodromes et le vol des avions que l’émission et la
réception de signaux radioélectriques nécessaires à ces vols.
De plus, avec des hauteurs
supérieures à 50 mètres, les parcs éoliens entrent dans le champ de l’arrêté du
25 juillet 1990 qui réglemente le balisage ce qui implique la nécessité
d’autorisations délivrées respectivement par le ministère chargé de l’Aviation
Civile et par celui chargé des Armées. C’est pourquoi, la consultation de ces
ministères doit être systématique.
Pour les contraintes liées à la
circulation aérienne, il faut savoir que les zones aériennes réglementées,
liées à la Défense Nationale, couvrent une partie du territoire français. Les
plus contraignantes sont celles autorisant des vols à très basse altitude et
très grande vitesse : l’implantation des éoliennes pourrait alors être
interdite.
Le bruit
Un aérogénérateur n’est pas
un équipement bruyant mais leur emplacement dans un milieu calme et leur
mode de fonctionnement conduit à ne pas négliger son impact.
La réglementation française
du bruit diffère de celle opposable en certains autres pays de l’Union
Européenne. Les parcs éoliens sont soumis à la réglementation sur les
bruits de voisinage (circulaire du 27 février 1996 prise en application de
la Loi sur le Bruit du 31 décembre 1992). C’est la notion d‘émergence (de
dépassement) du bruit par rapport au bruit environnant qui
s’applique : elle est de 5 dB(A) le jour et de 3 dB(A) la nuit.
|
|
Les servitudes des centres
radioélectriques se présentent sous deux formes :
Ø
Servitudes de protection contre les obstacles Leur
objectif est d’éviter que des obstacles ne perturbent la propagation des ondes
électromagnétiques émises ou reçues par les centres radioélectriques. A
l’intérieur de cette zone de servitude, aucun obstacle artificiel ne peut être
créé qui dépasse la hauteur maximale fixée. Des dérogations sont possibles et
doivent être obtenues auprès du Ministère concerné ;
Ø
Servitudes de protection contre les perturbations
électromagnétiques. Elle est moins contraignante que la précédente. Les
zones de protection concernent la compatibilité radioélectrique de
l’installation, mais pas sa hauteur. In fine, cette servitude se traduit par
l’obligation d’équipements électriques certifiés : ils ne doivent pas
émettre dans la gamme des longueurs d’onde du centre radioélectrique.
Ces servitudes peuvent avoir 3
types de conséquences pour un projet éolien :
Ø
Le refus du projet
Ø
L’acceptation du projet mais avec un balisage ;
Ø
L’acceptation du projet sans conditions particulières.
Les sports aéronautiques (vols à
voile, ULM …) sont régis par les contraintes de l’aérodrome où leur activité
est exercée. Pour connaître leur existence, le concepteur doit consulter la
commune d’exercice (car nécessité d’une déclaration préalable pour exercer
cette activité), les clubs locaux ou la fédération départementale
correspondante et enfin, la Direction de la Jeunesse et des Sports.
Les captages d’eau potable font
objet de périmètres de protection, les risques naturels (glissements de
terrain, avalanches, inondations, tremblement de terre …) sont analysés dans
des Plans d’Exposition aux Risques (PER). Les terrains militaires font
également l’objet de servitudes : protection des centres radioélectriques,
dégagement des aérodromes, circulation aérienne réglementée etc.
En ce qui concerne le littoral,
zone particulièrement ventée, les parcs éoliens entrent en concurrence avec
d’autres usages, notamment récréatifs. Les milieux littoraux, zones de contact
entre la terre et la mer, sont également sensibles et riches. Sur le plan
réglementaire, la Loi littorale du 3 janvier 1986protège fortement ces milieux.
Le porteur du projet de parc
éolien doit obtenir 3 autorisations administratives : le raccordement
électrique, le permis de construire et l’autorisation de mise sous tension. Le
permis de construire constitue le dernier levier d’action des collectivités
locales pour autoriser ou interdire les parcs éoliens. Pour de grands parcs
éoliens, l’étude impact qui accompagne le permis de construire est obligatoire.
Le Ministère de l’Aménagement et Territoire définit son opportunité. Les
collectivités peuvent alors apprécier les impacts et nuisances engendrées par
l’éolien. La consultation du public peut être obligatoire et conduit parfois,
pour les grands projets, à un processus d'audiences publiques par lequel le
promoteur doit exposer et débattre les effets appréhendés du projet.
Il s’agit d’une synthèse du
document « aspects juridiques liés à la construction d’installations
éoliennes » du dossier d’appel à proposition Eole 2005.
La directive du 10 mai
2000 : les procédures administratives
Les Etats membres réexaminent
le cadre législatif et réglementaire existant concernant les procédures
d’autorisation applicables aux installations de production d’électricité à
partir de sources d’énergie renouvelables en vue de rationaliser et
d’accélérer les procédures au niveau administratif approprié et de veiller
à ce que les règles soient objectives, transparentes et non
discriminatoires et tiennent dûment compte des différentes technologies
utilisant des sources d’énergie renouvelables.
|
|
5.2.2.1
Le raccordement électrique
Les dispositions du décret du 20
mai 1955 modifié, sur l’achat de la production autonome d’électricité,
définissent les conditions d’incorporation des ouvrages d’évacuation d’énergie
aux réseaux d’alimentation générale (RAG) ou de distribution publique
(RP) : « Les conditions de raccordement au réseau d’EDF (…) seront
fixées par décision du ministre, chargé de l’électricité, qui déterminera,
compte tenu des possibilités éventuelles d’utilisation des ouvrages pour la
desserte de nouveaux clients ainsi que des conditions économiques propres à
l’exploitation des ouvrages en cause, si les ouvrages de raccordement seront
incorporés aux réseaux d’alimentation ou de réseaux de distribution ou s’ils
seront exploités par le producteur ».
L’instruction pour la construction
de la ligne d’évacuation de l’électricité est déterminée en fonction de leur
intégration ou non aux réseaux EDF.
Ø
Ligne non intégrée aux réseaux EDF :
La ligne appartient alors au
producteur privé et est construite par celui-ci. La limite de propriété est
située au point de jonction de la ligne privée avec une installation existante
d’EDF
ITEM 15.
Autorisations pour les lignes non intégrées aux réseaux EDF
|
Tension
|
Ligne aérienne
|
Ligne souterraine
|
Sur domaine privé
|
Sur domaine public
|
|
< 63 000 Volts
|
Notice d’impact et permis de
construire si pylônes > 12 m et longueur > 1 km
|
Notice d’impact et pas de
permis de construire
|
Accords amiables avec
indemnisation
|
Permission de voirie délivrée
par la commune
|
|
>= 63 000 Volts
|
Etude d’impact et permis de
construire
|
Etude d’impact, enquête
publique mais pas de permis de construire
|
Accords amiables avec
indemnisation
|
Permission de voirie délivrée
par la commune
|
L’étude d’impact s’intégrera à
celles nécessitées dans d’autres domaines, environnement par exemple.
Ø
Ligne incorporée aux réseaux d’EDF :
Ø
La limite de propriété est alors située directement à l’aval des
installations de production. Deux cas se présentent :
Ø
La ligne est construite par EDF aux frais du producteur ;
Ø
La ligne est construite par le producteur privé qui peut demander
une Déclaration d’Utilité Publique (DUP) pour la ligne et le passage en
servitudes sur les propriétés privées.
ITEM 16 :
Autorisations pour les lignes incorporées aux réseaux EDF
|
Tension
|
Ligne aérienne
|
Ligne souterraine
|
Sur domaine privé
|
Sur domaine public
|
|
< 63 000 Volts
|
Notice d’impact et permis de
construire si pylônes > 12 m et longueur > 1 km
|
Notice d’impact et pas de
permis de construire
|
Accords amiables avec
indemnisation ou DUP et mises en servitude
|
Possibilité de passer dans le
domaine de voirie ou permission de voirie délivrée par la commune
|
|
>= 63 000 Volts
|
Etude d’impact, enquête
publique et permis de construire
|
Etude d’impact, enquête
publique mais pas de permis de construire
|
Accords amiables avec
indemnisation ou DUP et mises en servitude
|
Possibilité de passer dans le
domaine de voirie ou permission de voirie délivrée par la commune
|
Dans le cas où la ligne
appartiendrait à une collectivité, il faut obtenir son avis même si la ligne
est mise en concession auprès d’EDF. Dans tous les cas (ligne incorporée ou
non), le projet est soumis à la procédure d’approbation du dossier d’exécution
de l’article 49 ou 50 du décret du 29 juillet 1927. Les ouvrages de tension
inférieure à 63 000 volts et d’une longueur inférieure à un kilomètre sont
soumis à la procédure de l’article 49. Le constructeur dépose un dossier auprès
de l’ingénieur en chef du service chargé du contrôle et des services intéressés
21 jours avant le début des travaux. L’approbation est tacite. En cas
d’opposition, on doit recourir à la procédure de l’article 50.
Les ouvrages soumis à l’article 50
font l’objet d’une approbation suivant un dossier déposé auprès de l’ingénieur
en chef du service chargé du contrôle qui consulte les services intéressés et
les maires. Ceux-ci ont un mois pour répondre. Le constructeur doit adresser
ses réponses aux observations dans les 30 jours. L’Ingénieur en chef du service
chargé du contrôle, par délégation du Préfet, approuve le projet et autorise
l’exécution des travaux.
5.2.2.2
Le permis de construire
C’est la principale autorisation à
obtenir. Le dossier doit comporter une étude d’impact (voir infra) si le
coût total du projet dépasse le seuil de 1.83 millions d’euros, ainsi qu’un
« volet paysager ».
Ø
La procédure
Le dépôt du dossier se fait auprès
de la mairie concernée qui accuse réception, puis délivre, dans les 15 jours,
un avis comportant un numéro de dossier et le délai d’instruction prévu par les
textes. S’il est nécessaire, la demande de permis de construire doit voir été
déposée après l’obtention de la Déclaration d’Utilisation Publique (DUP)
lorsque celle-ci est requise ou après l’obtention de l’ensemble des accords des
propriétaires pour le passage sur leurs terrains. Le permis de construire doit
être délivré pour pouvoir commencer les travaux en ligne.
S’agissant d’un moyen de
production d’électricité (non destiné principalement à l’autoconsommation), le
permis est délivré au nom de l’Etat par le Préfet (article R421-33 à R421-36 du
Code de l’Urbanisme). Le délai d’instruction du permis de construire est de 3 mois,
sauf cas particulier.
Des obligations d’affichage sur le
terrain sont opposables au bénéficiaire du permis de construire postérieurement
à sa délivrance (article R421-39 du Code de l’Urbanisme).
Les parcs éoliens ne sont pas
soumis à ce jour (juillet 1999) à enquête publique. Ils le seront prochainement
en application d’une Directive européenne, selon des seuils techniques et
financiers restant à définir.
Ø
Les freins à la délivrance du permis de construire
Les freins des services
municipaux (résultats d’un entretien avec un urbaniste et analyse
personnelle) concernent l'implantation de l'éolien qui se concrétisent au
niveau du permis de construire. Le refus de délivrer le permis de construire
n'est que la conséquence d'une frilosité des services municipaux face à un
dispositif réglementaire inadapté aux parcs éoliens (POS par exemple), à une
méconnaissance des risques engendrés par les parcs éoliens (jusqu'où doit-on
aller dans l'étude d'impact? ; conséquences de l'explosion de Toulouse?) et à
une mauvaise image des éoliennes (bruit, esthétique) qui engendrent des
oppositions fortes de la part des populations locales (d'où des questions sur
les POS ou PLU, quelles zones peuvent accepter ces parcs éoliens, par
exemple?).
Total
Fina Elf :
Refus du permis de construire
sur tous les sites terrestres envisagés : dossiers insatisfaisants
ou réglementation trop complexe et inadaptée ?
|
|
Une des particularités de la
France vient du fait que l’étude d’impact est un passage obligé avant toute
mise en œuvre d’un projet éolien. Elle est nécessaire pour obtenir
l’autorisation du raccordement électrique ou accompagne le permis de
construire.
5.2.2.3.1
Qu’est ce qu’une étude d’impact ?
L’étude d’impact est une
identification et une analyse des effets positifs et des effets négatifs d’un
projet (ou d’un programme) sur l’environnement, le cadre de vie et la santé
L’étude d’impact intervient
également à un moment privilégié ; elle constitue bien souvent la synthèse
des études d’environnement réalisées aux différents stades d’élaboration du
projet.
Un volet souvent peu
traité : la protection de l’environnement par le droit pénal.
La commission européenne a
présenté, le 13 mars 2001, une proposition de « directive relative à
la protection de l’environnement par le droit pénal ». Il s’agit de
renforcer l’effectivité de la législation communautaire sur la protection
de l’environnement, en définissant un ensemble minimal de dispositions
pénales. On relèvera notamment dans les considérant du projet de directive
que « l’attribution aux autorités judiciaires et non aux autorités
administratives, de la tâche d’infliger les sanctions permet de confier la
responsabilité de l’instruction et de la répression des violations de la
législation à des autorités indépendantes de celles qui délivrent les
permis d’exploitation ou les autorisations d’émission ». Pour la
France, la transposition d’un tel texte ne devrait entraîner que des
transpositions marginales de la législation pénale de l’environnement.
|
|
5.2.2.3.2
Les trois objectifs de l’étude d’impact
L’étude d’impact est une étude
scientifique et technique permettant d’envisager les conséquences futures d’un
projet d’aménagement sur l’environnement. Elle doit donc être complète et
sérieuse.
Les thèmes de l’environnement à
prendre en compte sont « la faune, la flore, les sites et les paysages,
le sol, l’air, le climat, les milieux naturels et les équilibres biologiques,
la protection des biens et du patrimoine culturel, la commodité du voisinage,
l’hygiène, la salubrité publique et la santé ».
Elle est à la fois :
·
Un instrument de protection de l’environnement,
·
Un instrument d’information pour les services de l’Etat et pour
le public,
·
Un instrument d’aide à la décision pour le maître d’ouvrage du
projet.
5.2.2.3.3
Le cadre réglementaire
La loi n°76-629 du 10 juillet 1976
relative à la protection de la nature présente, dans son article 2, un grand
principe du droit de l’environnement : l’obligation de prendre en compte
l’environnement, à l’occasion de toute action ou décision publique ou privée,
risquant de générer des impacts sur celui-ci. Ce même article prévoit la réalisation
d’une étude d’impact préalable à l’engagement d’aménagement et d’ouvrage
pouvant porter atteinte à l’environnement.
Le champ d’application, le contenu
des études d’impacts ont été précisé et complétés depuis le premier décret
d’application de 1977 :
Ø
Mise en conformité européenne de 1985 ;
Ø
Ajout de nouveaux chapitres au dossier d’étude d’impact ;
Ø
Prise en compte des effets sur la santé.
Il va de soit qu’un contentieux
sur une étude d’impact peut considérablement ralentir la procédure
d’instruction du projet ou même remettre en cause sa faisabilité. Le maître
d’ouvrage aura donc intérêt à conduire cette étude avec sérieux tant sur le
fond que sur la forme
5.2.2.4
L’autorisation de mise sous tension
Il s’agit de la dernière phase. L’autorisation de mise
sous tension de la ligne est délivrée également par l’Ingénieur en chef du
service chargé du contrôle.
Il apparaît
que le contexte législatif et réglementaire n’est pas encore adapté pour
l’essor éolien en France. : les demandes d’autorisation sont lourdes et
nombreuses ce qui engendre d’importants délais ; les collectivités
territoriales sont réticentes face à la délivrance des permis de construire ;
les concepteurs éprouvent des difficultés à faire valider leurs projets etc. En
France, plusieurs pistes sont envisagées pour l’améliorer.
Ces propositions se situent à deux
niveaux, celui de l’Etat et celui des collectivités territoriales.
Il s’agit principalement de la
fiscalité.
Le
livre blanc a souligné que les avantages écologiques des SER justifient
qu'elles bénéficient de conditions financières favorables, par exemple sous la
forme d'exemptions ou de réductions d'impôts sur les produits provenant de SER.
Dernièrement, la plupart des États membres ont introduit des écotaxes sur
l'énergie ou envisagent sérieusement de le faire. Dans la plupart des cas, ces
régimes fiscaux nationaux accordent aux énergies renouvelables un traitement
avantageux.
Dans le livre blanc, il est fait
référence à la proposition de directive sur la taxation des produits
énergétiques soumise par la Commission en 1997. Cette proposition élargit le
champ d'application du système communautaire des niveaux minimaux de taxation,
auparavant limité aux huiles minérales, à tous les produits énergétiques,
définissant ainsi un cadre d'action pour le marché intérieur dans lequel les
États membres peuvent recourir à la taxation comme instrument de la politique
environnementale. Cependant, les discussions relatives à la proposition de la
Commission visant à harmoniser la taxation des produits énergétiques se sont
révélées difficiles et l'unanimité exigée au Conseil en matière de fiscalité
n'a pas été obtenue jusqu'à maintenant.
Total Fina Elf :
La politique du groupe
s’appuie sur les pays choisis (actuellement : France, Espagne et
Belgique) pour leur cadre fiscal et réglementaire favorable.
Ex : Code des Impôts
en France (article 39 AB) : il est autorisé un amortissement
exceptionnel sur 12 mois à compter de la mise en service.
|
|
5.3.2.1
Les compétences des collectivités territoriales
Plusieurs compétences des
collectivités locales concernent la demande, l’offre et la distribution de
l’énergie. Pour les énergies renouvelables, cela se traduit :
·
Pour la demande par une politique d’urbanisme et de l’aménagement
du territoire qui favorise le développement des énergies renouvelables. Par
leur rôle d’information et d’incitation auprès de leurs citoyens et par leur
rôle de vitrine de leurs réalisations, les collectivités locales peuvent jouer
un rôle moteur dans l’orientation des choix de consommation de leurs
populations ;
·
Pour l’offre, certaines compétences sont dévolues aux
collectivités locales. Elles peuvent exploiter l’énergie éolienne, par exemple,
qui constitue une énergie mobilisable locale non transportable facilement.
La non-utilisation de ces énergies est une perte sèche pour le bilan
énergétique national.
·
Pour la distribution, les communes sont autorités concédantes des
3 énergies de réseau : électricité, gaz, chaleur, elles exercent cette
compétence en régie dans 5 % des cas, en délégation de service public dans les
autres cas, le délégataire étant obligatoirement EDF (électricité) et GDF
(gaz).
Au-delà des plans, les
collectivités locales et régionales doivent surmonter les oppositions d’une
partie de la population par des décisions locales fortes et mobiliser des
moyens financiers importants qui ne sont pas à la mesure des budgets locaux et
régionaux.
Pour assurer leur développement,
la vente de ces énergies doit faire l’objet d’une priorité dans le cadre du
service public local, ce qui passe par une concertation étroite entre les
réseaux de chaleur, les réseaux de gaz et d’électricité. Les énergies
renouvelables sont peu chères à produire mais nécessitent des investissements
lourds. Une aide au financement est donc nécessaire pour inciter les
collectivités et les entreprises à investir.
5.3.2.2
Les Schémas de service collectifs de l’énergie (réponse à l’amélioration des
autorisations administratives de la directive)
La loi sur l’aménagement durable
du territoire prévoit d’adopter des schémas de service collectifs pour une
série de domaine (transports, santé, enseignement supérieur …). Pour la
première fois en France, l’énergie apparaît comme une composante de
l’aménagement du territoire.
En 1998, chaque région a élaboré
un projet pour son propre territoire. L’Etat a publié début décembre 2000, les
projets de schémas nationaux dont le schéma énergie. Ceux-ci sont soumis aux
commissions régionales d’aménagement durable du territoire (CRADT).
5.3.2.2.1
Les principes du schéma de service collectif de l’énergie
Le schéma de service collectif de
l’énergie est un moyen de mobiliser les collectivités territoriales dans la
lutte contre l’effet de serre. Il a pour vocation de définir des objectifs en
matière d’exploitation des ressources locales d’utilisation rationnelle de
l’énergie et des énergies renouvelables. Il permet de développer la dimension
territoriale de la politique énergétique. Il faut d’abord connaître et
identifier, sur chaque territoire, les gisements d’utilisation rationnelle de
l’énergie et des énergies renouvelables comme les possibilités de produire de l’éolien
qui pourraient apparaître dans les futurs documents d’urbanisme (PLU, création
de servitude d’utilité publique).
Les moyens d’action passent
par :
Ø
Une politique patrimoniale sur les bâtiments publics (ceux de
l’Etat, des collectivités et des services publics) et privés ;
Ø
La mise en place d’un environnement favorable aux énergies
renouvelables. Elle nécessite l’adaptation de documents d’urbanisme pour
l’implantation de moyens de production électrique locale et la subordination de
toute décision de création ou de renforcement de lignes électriques alimentant
un faible nombre d’abonnés à une étude démontrant l’impossibilité technique ou
économique de satisfaire les besoins par énergie renouvelable ou maîtrise de la
demande d’électricité.
Ø
L’investissement dans les énergies renouvelables en direct ou par
subventions.
A ceux-ci, s’ajoutent le soutien
au développement de la production d’énergie décentralisée (cogénération) et
l’essor et la sécurisation des infrastructures de stockage et de transports des
énergies.
Le suivi de ce schéma et des
consommations d’énergie régionales sera assuré en continu par la CRADT.
5.3.2.2.2
Commentaires sur le schéma
(source :www.ademe.fr
et www.amorce.fr) :
5.3.2.2.2.1
ADEME :
Pierre Radanne, président de
l’ADEME, rappelle que certains espaces (l’espace littoral en particulier) font
l’objet d’une concurrence en terme d’usage. Il est, par conséquent, nécessaire
de réfléchir à certaines modalités de planification. Le schéma de service
collectif énergie est un outil sur lequel on peut s’appuyer. Il y a là une
vraie occasion de réaliser un travail cartographique susceptible de faciliter
l’intégration des projets.
Pierre Radanne énonce alors un
certain nombre de risques susceptibles d’engendrer des confusions
préjudiciables :
·
L’absence de coordination entre les administrations ;
·
Les contraintes administratives ;
·
L’opposition des populations locales.
Il appelle à amplifier l’échange
entre les administrations, à assurer une prise en compte adéquate des questions
environnementales et met en garde contre « l’auto blocage ». L’ADEME
va se mobiliser pour d’une part assister les administrations concernées et
d’autre part, prévenir les oppositions locales.
Il annonce plusieurs décisions
opérationnelles qu’il décline selon 4 pistes de travail :
1. Le
développement de la recherche ;
2. La
mise en place de comités régionaux de concertation, auprès des préfets et des
administrations ;
3. L’ADEME
prendra en charge des études d’insertion territoriale qui devront permettre
d’examiner « comment les projets peuvent être pris en compte » sur un
territoire.
4. L’accompagnement
en terme de communications des collectivités locales ;
5.3.2.2.2.2
AMORCE, CLER, Energies-Cités, RARE
AMORCE : association de 165 collectivités
territoriales concernées par l’énergie et les déchets ;
CLER : réseau d’associations locales, de
professionnels et d’utilisateurs concernés par les énergies
renouvelables ;
Energies-Cités : associations de 100 villes
européennes concernées par l’énergie ;
RARE : Réseau des Agences Régionales de
l’Energie.
Ø
Ces associations sont satisfaites de l’existence même de ce
schéma :
C’est la première fois qu’un
document officiel reconnaît le rôle important d’un volet territorial dans la
politique énergétique et la place des collectivités territoriales dans ce
domaine. Il affirme que la décentralisation concerne aussi le secteur
énergétique et légitime les responsabilités territoriales.
L’action des collectivités locales
est mise en avant dans toutes ces composantes : consommation, production,
distribution d’énergie, aménagement du territoire et organisation des
déplacements et information des consommateurs.
Ø
Néanmoins, elles reprochent des insuffisances graves.
Ce document est très succinct
quant aux politiques d’urbanisme et de déplacement qui conditionnent les
futures consommations.
On ne peut que déplorer que le
schéma passe sous silence la compétence des collectivités autorités
organisatrices et concédantes de la distribution d’électricité et de gaz. A
fortiori, le rôle de coordination des réseaux énergétiques n’est pas évoqué.
On remarque que l’Etat ne s’engage
pas beaucoup lui-même, ni sur les économies d’énergie dans son propre
patrimoine (qui est considérable), ni dans son rôle de tutelle des grandes
entreprises publiques du secteur de l’énergie (pour faire respecter la priorité
aux énergies renouvelables dans la gestion des réseaux de distribution par
exemple). L’Etat aborde peu son rôle fiscal : actions sur la TGAP (Taxe
Générale sur les Activités Polluantes) et la TVA.
Enfin, le contexte territorial est
absent. L’action énergétique se situe aujourd’hui dans un contexte rendu plus
favorable par plusieurs évolutions législatives hors du secteur de
l’énergie :
·
La constitution des pays et des agglomérations autour des projets
et de chartes est un élément déterminant de l’action territoriale. Ces projets
se traduisent souvent par des Agendas 21, des chartes locales d’environnement.
Ces projets doivent intégrer une composante énergétique.
·
La loi sur l’intercommunalité de juillet 1999 a pour conséquence
le développement rapide des communautés d’agglomérations et de communautés de
communes, ce qui est un remède à l’atomisation communale, synonyme
d’impuissance, de faiblesses de moyens matériels et intellectuels. Ce
renforcement de l’intercommunalité permettra, entre autres, aux collectivités
de piloter de façon plus active leur politique et d’être moins indépendantes de
leurs concessionnaires.
·
La loi Solidarité et Renouvellement Urbain (SRU) crée une
occasion d’introduire l’énergie comme un critère de décision pour les documents
d’urbanisme : révision nécessaire des anciens documents, POS et Schéma
Directeur pour les mettre en conformité avec la nouvelle loi qui les remplace
par des Plans Locaux d’Urbanisme et des Schémas de Cohérence Territoriale.
5.3.2.2.2.3
CRADT :
Le schéma de service collectif de
l’énergie valide le rôle important d’un volet territorial dans la politique
énergétique et celui de la place des collectivités locales dans ce cadre. Il
affirme que la décentralisation concerne aussi le secteur énergétique et que le
respect des engagements de Kyoto est impossible dans une forte mobilisation des
autorités locales, départementales et régionales. Il légitime les actions des
collectivités territoriales en ce domaine.
Ce document présente cependant
quelques insuffisances qui doivent être corrigées :
·
Il est trop sommaire sur l’impact énergétique des politiques
d’urbanisme et de déplacements
·
Il occulte la compétence d’autorité concédante et de distribution
d’électricité et de gaz qui est celle des communes et de leurs groupements.
Cette compétence est très nettement réaffirmée par la loi du 10 février 2000
sur la modernisation du service public de l’électricité. Elle peut donner aux
collectivités territoriales un bon levier d’action pour mettre en œuvre les
objectifs de ce schéma
·
L’Etat occulte sa responsabilité sur la fiscalité qui reste
souvent défavorable aux énergies renouvelables.
Le schéma de service collectif de
l’énergie semble faire l’unanimité sur son existence et son utilité en tant que
moyen de coordonner les différentes politiques énergétiques communales. Mais
les différents organismes sont unanimes sur l’insuffisance du rôle de l’Etat et
sur l’absence de la prise en compte de la compétence d’autorité concédante et
de distribution de l’électricité qui appartient aux collectivités et aux
groupements. Le manque de recul par rapport à ce schéma ne permet pas de
conclure sur son efficacité mais il n’en demeure pas moins qu’il est la preuve
de la sensibilisation de l’état français aux questions énergétiques.
Sources :
« Avis
de la Commission de Régulation de l’Electricité en date du 5 juin 2001 sur
l’arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les
installations utilisant l’énergie mécanique du vent ».
Site
de la Danish Wind Industry Association (DWIA): www.windpower.org
(Ce site contient une quinzaine d'articles dur l'actualité de
l'énergie éolienne au Danemark. Il permet de prendre connaissance des débats
existant autour de l'application des certificats verts, des avantages et
inconvénients des différentes politiques de financement de l'énergie éolienne.)
"Journal
officiel de la république française". 22 juin 2001
Journal
"Les Echos" du Vendredi 11 janvier 2002. Article de Renaud Czarnes:
"le service public de l'électricité coûtera 1,3 milliard d'euros aux
consommateurs".
"La
nouvelle tarification de l'énergie éolienne: genèse, description et première
analyse. Bernard Chabot, Ademe – revue de l'énergie n°528, juillet-août 2001.
Site
du Syndicat des Energies Renouvelables (SER): www.ser-fra.com
Site
du Rebewable Energy Certificate System (RECS): www.RECS.org
"Eole
2005 premiers résultats et perspectives" Septembre 2000. ADEME
Différentes politiques sont étudiées pour favoriser
l’implantation de l’énergie éolienne. Elles poursuivent les objectifs
suivants : stimuler le marché en réduisant les coûts de cette filière et
permettre à la concurrence de s’installer entre les énergies traditionnelles
(gaz, nucléaire et charbon) et les énergies renouvelables.
Les solutions proposées sont
principalement celle du tarif fixe de rachat, celle de l’appel d’offre ou celle
des certificats verts. Nous commencerons par présenter ces différentes
politiques et nous verrons ensuite les enjeux sujets à discussion. L'objectif
de cette partie est de faire connaître les controverses existantes autour des
ces différentes politiques. Le débat est d'ailleurs particulièrement virulent
actuellement en France.
6.1.1.1
En France
La loi du 10 février 2000 met en
place des tarifs de rachat : les distributeurs d’électricité vont être
tenus d’acheter l’électricité éolienne aux producteurs aux tarifs définis dans
cette loi
ITEM 17 :
Tarif de rachat proposé pour l’électricité produite par des éoliennes
|
Durée annuelle de fonctionnement.
|
Années 1 à 5
|
Années 6 à 15
|
Ensuite
|
|
1900 h et
moins
|
83,8
|
83,8
|
44,2
|
|
Entre 1900 et
2400 h
|
83,8
|
Interpolation
linéaire
|
44,2
|
|
2400 h
|
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
|
Nous nous limitons ici à l’étude
concernant la France métropolitaine. La spécificité des projets en Corse et
dans les DOM-TOM tient des contraintes cycloniques. Les risques météorologiques
imposent des tarifs de rachat plus élevés que ceux de la France métropolitaine.
Le tarif, proposé par l'Agence de
l'Environnement et de la Maîtrise de l'énergie (ADEME) s’applique sur les 15
premières années de fonctionnement de l’installation concernée. Deux périodes
se distinguent : pendant les 5 premières années, tous les sites
bénéficient du même tarif de 83,8 euros/MWh. Lors des 10 années suivantes, le
tarif est calculé en fonction de la qualité du site, c’est-à-dire du rapport
entre l’énergie annuelle produite et la puissance nominale d’une machine. Plus
le site est de bonne qualité, moins le tarif sera élevé. Enfin, à partir de la
seizième année, un nouveau contrat fixe le tarif à 44,2 euros/MWh quelque soit
le type d’installation.
Ces valeurs données au tarif se
calculent en effectuant la somme des coûts de production des énergies
conventionnelles évités sur le long terme avec les subventions correspondant
aux effets externes évités. Une prime s’ajoute si quelques notions de la loi du
10 février 2000 sont respectées : compétitivité, développement des
ressources nationales, bonne gestion…
Ceci s’applique pour les fermes
éoliennes d’une capacité de production inférieure à 12 MW et seules les 1500
premiers MW profiterons de ce tarif. A partir du 1er janvier 2003,
le tarif sera réévalué chaque année et le taux de dégressivité annuel sera de
3,3%.
6.1.1.2
Au Danemark
Depuis le milieu des années 80, la
rémunération des producteurs d’énergie éolienne est calculée sur le principe
suivant : on additionne un tarif fixe de rachat moyen (48,86 euros/MWh),
un reversement d’une taxe sur les émissions des gaz à effet de serre (16,28
euros/MWh) et une subvention due à une directive européenne en faveur des
énergies renouvelables (27,68 euros/MWh). Ceci revenait à un tarif moyen de
92,82 euros/MWh pour la production d’énergie éolienne alors que le coût de
production des énergies conventionnelles était évalué à environ 54,5 euros/MWh.
Il sera par ailleurs intéressant
de comparer dans quelques années les effets d'un tarif moins élevé en France
qu'au Danemark.
6.1.1.3
En Allemagne
L'Allemagne avait transcrit la
directive européenne sur les énergies renouvelables avant la France puisque dès
le 1er avril 2000 dans sa loi EEG, elle propose un tarif de rachat
élevé. Tous les projets bénéficient d'un tarif identique pendant les cinq
premières années d'exploitation puis ce tarif est prolongé d'un certain nombre
de mois dépendant de la productivité du site. Ensuite, un tarif bas identique
pour tous les projets leur est accordé jusqu'à la 20ème année
d'exploitation.
Si le tarif allemand est déjà une
proposition intéressante, l'ADEME a voulu pousser le principe plus loin et
adapter plus encore les tarifs à la productivité des sites.
Le programme "Eole 2005"
a été lancé le 9 février 1996 par le Ministère de l'Industrie, de la Poste et
des Télécommunications sous la gestion d'EDF. Il avait pour objectif de porter
le parc éolien français à un niveau compris entre 250 et 500 MW à l'horizon
2005. EDF a mis en place une série d'appels à propositions pour la fourniture,
par des producteurs indépendants, d'électricité d'origine éolienne.
Le choix des projets était
effectué par EDF sur avis des représentants des Ministères concernés et de
l'ADEME.
Les coûts de production ont été
évalués à 48 euros/MWh pour les sites retenus d'une durée de fonctionnement
moyenne de 2900 heures. Ce qui abouti à un prix moyen global du MWh à l'achat
de 51,2 euros alors qu'en Grande Bretagne, les prix observés se situaient entre
38,1 et 45, 7 euros/MWh.
Le bilan du programme Eole 2005
s'avère plutôt négatif: il n'y a eu que 60 MW de projets réalisés sur 360 MW de
projets approuvés. Les porteurs de projets ont été amenés à prendre
d'importants risques financiers qui ne sont pas compatibles avec une phase de
lancement d'un programme éolien.
Par ailleurs, lors d’une étude
parue en janvier 2001, l’OCDE nous informe que les appels d’offres permettent
d’évaluer le coût de l’énergie éolienne au Danemark à 43 euros/MWh.
Au Danemark, un projet de mise en
place de certificats verts (Renewable Energy Certificate System - RECS) est en
étude. Le pays souhaite passer désormais à un système d’économie de marché.
Depuis le mois de mars 1999,
c’est-à-dire depuis la réforme de l’électricité, les structures politiques pour
concrétiser ce projet sont en place. Alors que le marché des certificats verts
aurait dû exister depuis le 1er janvier 2000, les controverses sur
le sujet, notamment entre le parlement et la Danish Wind Industry Association
(DWIA), ont retardé la mise en place du marché de 2-3 ans : le projet est
mis en suspend depuis le 28 septembre 2001, date du colloque sur la réforme de
l’électricité au Danemark.
Il s’agit en fait de rémunérer les
producteurs d’énergie éolienne grâce à une part fixe de 53,74 euros/MWh comprenant
des subventions de l’état et un reversement de la taxe sur les émissions de CO2
et à un certificat vert d’une valeur variant entre 16,28 euros/MWh et 43,96
euros/MWh en fonction du marché. Par conséquent, les producteurs doivent
inclure les certificats verts dans leur budget. Aussi, pour assurer un revenu
aux producteurs d’énergie éolienne, les consommateurs sont soumis à une
obligation d’achat de 20% d’énergie renouvelable d’ici 2003. Ceci s’inscrit
dans la démarche « Energie 21 ».
Le marché des certificats verts
est un marché en parallèle de celui de l’énergie et permet aux producteurs
d’énergie verte de bénéficier d’un revenu supplémentaire.
ITEM 18 : Le
marché des certificats verts
Un certificat vert serait créé à
chaque fois qu’un kWh est produit par une éolienne. Il serait déposé ensuite
sur le compte du producteur concerné dans une banque ou une compagnie de dépôt.
Les consommateurs auraient d’ailleurs, eux aussi, un compte dans ces
établissements, ce qui permettrait de vérifier si leur quota d’achat de 20% est
respecté. Après avoir acheté ce certificat et l’avoir déposé sur son compte, le
consommateur déclare son achat à l’agence danoise de l’énergie pour que le
certificat soit détruit.
Une association, RECS s'est crée,
elle a déjà lancé au niveau européen avec l'appui financier de la Commission
une phase de test depuis 1999. Le principe est similaire à celui expliqué
précédemment pour le gouvernement danois mais il s'applique sur une zone
géographique plus large, il concerne toutes les énergies renouvelables, il est
basé sur une demande volontaire d'énergie verte de la part des consommateurs,
il crée un marché de certificats verts en échange d'argent réel et enfin, il
est géré sur une base de donnée et non dans des "banques" de
certificats verts. Nous verrons par la suite comment ces quelques divergences
peuvent avoir un rôle fondamental dans les enjeux économiques liés aux énergies
renouvelables.
Des exemples de systèmes
similaires à celui des certificats verts existent en Californie (Automated
Power eXchange), aux Pays-Bas (Dutsch Green Label) et en Belgique. L’APX et le
DGL se basent plus sur un volontariat de la part des consommateurs et des
fournisseurs d’électricité pour acheter de l’énergie renouvelable.
D’abord, le rapport,
« Mitigation - Climate change 2001 », donne l’exemple d’une ferme
privée de 32MW en Nouvelle Zealande, installée dans un site bien venté (la
vitesse du vent étant supérieure à 10m/s) qui produisait en 1999 pour 34,16
euros/MWh. Ce qui nous amène à penser que les sites bien ventés pourraient être
concurrentiels sans aide financière extérieure. Il reste à savoir comment
différencier les sites bien ventés des sites moins ventés et surtout comment
définir la limite entre les deux de manière non arbitraire.
D’autre part, un rapport de la
British Non Fossil Full Obligation montre que le principe d’économie d’échelle
et l’amélioration des turbines tendent à faire baisser les prix de la
production d’énergie éolienne de manière naturelle. En effet, les coûts moyens
sont passés de 127,06 euros/MWh en 1990 à 45,55 euros/MWh en 1999 et le rapport
annonçait un coût de 33 euros/MWh pour l’année 2000.
La Commission de Régulation de
l’Electricité (CRE) insiste sur le fait que le système d’appel d’offres permet
de mieux évaluer les coûts de production et d’éviter ainsi les subventions
inutiles. Cependant, on peut reprocher à cette politique de ne pas prendre en
compte les coûts environnementaux qui ne rentrent pas directement dans le
cahier des charges du producteur.
Lors de la publication de l’avis
de la CRE, au 5 juin 2001, celle-ci annonce que le « mécanisme de fixation
du tarif d’achat ne permet pas de prévoir ou de contrôler les capacités de
production qui vont être finalement réalisés, ni, par suite, le coût pour la
collectivité et les conséquences sur le marché ».
En s’appuyant sur les valeurs
recommandées par le Commissariat Général au Plan (75 euros par tonne de carbone
émise), le raisonnement de la CRE tend à prouver que le tarif de rachat est
supérieur à la somme des coûts et des externalités environnementales évitées.
Par ailleurs, la CRE compare le tarif proposé aux coûts de revient de la
filière éolienne et en déduit que les tarifs sont bien trop avantageux (15
euros de trop) pour les producteurs : ils génèrent des rentes élevées.
Quelles en seront les conséquences sur le prix de l’électricité du
consommateur ? Les agriculteurs risquent d'être les plus touchés puisque
l'irrigation est une activité à forte consommation d'électricité. Ainsi, une
nouvelle grille tarifaire saisonnière a été proposée par la CRE le 11 janvier
dernier au gouvernement.
Les calculs de la CRE lui
permettent de conclure qu'il y aura un surcoût global de 170 millions d'euros
pour la société sur 15 ans. Elle ne remet certes pas en cause le principe de
tarif de rachat mais critique sa valeur trop élevée. Ainsi, elle propose de
mettre en œuvre une procédure d’appel d’offres qui permettrait de donner le
juste prix de l’éolien.
Par contre, il est possible
d’effacer le surcoût comptable puisque l’ADEME prévoit la création de nombreux
emplois: sachant qu'un mégawatt éolien génère une dizaine d'emplois, la
signature des 1500 premiers mégawatts pourrait permettre la création d'environ
10000 emplois en France (et quelques milliers à l'étranger) surtout dans le
génie civil et engendrer des économies pour l’état d’environ 150 millions
d’euros.
En Allemagne, comme au Danemark,
la plupart des investissements éoliens sont des investissements privés attirés
par des tarifs de rachat élevés. En France, l’ADEME espère obtenir un succès
comparable notamment chez les agriculteurs. En effet, la production
d’électricité verte pourrait devenir la deuxième activité économique pour ces
derniers car 10% des agriculteurs se trouvent en zones ventées. Au total, des
installations éoliennes chez 1% des agriculteurs français représenteraient une
production de 7 GW.
Alors que la CRE reproche au tarif
de rachat de ne pas permettre le contrôle du nombre d’investissements, le
cabinet Germa, investisseur français rappelle que le tarif ne s’applique qu’aux
1500 premiers Mégawatts. Ainsi, le gouvernement français peut maîtriser la
quantité d’investissements réalisés.
Ensuite, le tarif élevé ne
s’appliquant qu’aux installations de puissance inférieure à 12 MW, les
opérateurs risquent de contourner ce plafond en déclarant leurs installations
importantes comme la juxtaposition de plusieurs petites installations. C’est
d’ailleurs ce que font déjà les cabinets d’investissement.
Une autre tentation existe: celle
de réduire sa production pendant les 5 premières années du contrat pour pouvoir
bénéficier, les dix années suivantes, de tarifs de rachat élevés destinés aux
installations peu productrices. Or, la loi du 10 février 2000 prévoit que
"dès que le nombre d'heures de fonctionnement cumulées sur les années 6 à
10 dépasse cinq fois la durée annuelle de fonctionnement de référence, le tarif
en vigueur est abaissé de 25 % du tarif applicable à l'installation". Il
faut aussi penser à la nécessité de rembourser rapidement les emprunts grâce à
une bonne production et à privilégier un apport financier rapide à cause de
l'effet de l'actualisation.
Le système des certificats verts
danois, quant à lui, paraît trop incertain. Les producteurs reprochent aux
certificats de n’être qu’une provision et de n’avoir un retour sur
investissement que tardif. Cette revendication se ressent au niveau des
investissements actuels puisque cette année au Danemark, aucun nouveau contrat
d’installation n’a été signé.
Par contre, les propositions
originales de l'association RECS semblent correspondre à ces besoins de
concrétisation: elle propose une vente de certificats verts en échange d'argent
réel et non un simple échange de certificats au sein d'une "banque"
particulière.
D’après le Syndicat des Energies
Renouvelables, l’entrée des investisseurs sur le marché des énergies
renouvelables est beaucoup plus rapide avec un système de tarif fixe de rachat
qu’avec celui de l’appel d’offres. Les pays qui utilisaient un système de tarif
fixe de rachat, c’est-à-dire l’Allemagne, le Danemark et l’Espagne, ont vu
s’installer 2500 MW en 1999 alors que dans le même temps, le Royaume-Uni, la
France (Eole 2005) et l’Irlande, qui fonctionnaient par appel d’offres n’ont eu
que 20 MW d’installations
ITEM 19 :
influence du niveau de tarification sur le développement des projets éoliens.
En Allemagne, au Danemark et en Espagne, les politiques adoptées sont
celles de tarifs de rachat élevés (avant 2000) alors qu'au Royaume-Uni et en
France, le système d'appels d'offre n'a pas permis une installation aussi
rapide
C’est d’ailleurs suite à l’échec
d’Eole 2005 que la France a décidé de changer de politique. De même, l’Irlande
qui possède un fort potentiel éolien commence aussi à réfléchir sur la mise en
place d’une politique basée sur les tarifs fixes de rachat.
D’autres enjeux temporels
existent. Au Danemark d’abord, le gouvernement ayant annoncé la fin des aides
avantageuses au 31 décembre 1999, ce fut la ruée vers les projets. La DWIA
dénonce cette précipitation due à une date butoir ou à une limite arbitraire.
En France ensuite, le tarif ne s’appliquant qu’aux 1500 premiers MW, la course
aux installations est commencée.
Mais les industriels français ne
risquent-ils pas d’être pris de court ? N’ayant pas encore pleinement
développé cette filière, la concurrence danoise serait terrible. Et l’objectif
d’origine, à savoir développer la filière éolienne en France, ne serait pas
atteint.
Un problème fondamental se pose
aussi sur la pertinence des projets de loi. Alors qu’à la version zéro, le
tarif ne devait s’appliquer qu’aux 1500 premiers MW, la version cinq datant du
5 janvier 2001 prévoit d’augmenter cette limite. Cette modification a été
effectuée suite aux pressions du Syndicat des Energies Renouvelables
(SER) qui avance l’argument suivant : rien ne prouve et ne permet de
prévoir si un projet sera effectivement considéré dans les 1500 premiers MW ou
si les procédures administratives le feront arriver trop tard. Comment
justifier auprès de son créancier que le projet peut devenir financièrement
moins intéressant si un autre se présente plus rapidement ?
Avec Eole 2005, ce problème
temporel semblait écarté puisque d'une part, les projets acceptés
correspondaient davantage à des avant-projets qu'à des projets finalisés basés
sur des hypothèses validées à tous niveaux et d'autre part, une fois leur
projet accepté, les porteurs de projet disposaient de 3 ans pour leurs études
techniques et environnementales et pour les démarches administratives. Les
projets finaux comportaient alors des modifications non négligeables par
rapport aux dossiers de départ.
Alors, pour éviter que la limite
sur le nombre de MW produits ne cesse de reculer, la CRE propose que l’accès au
tarif soit limité dans le temps et EDF a demandé à ce que le tarif soit diminué
brutalement de 25 % pour les kWh allant au-delà des prévisions.
Enfin, il ne faut pas oublier que
l’intervention des pouvoirs publics en faveur des énergies renouvelables et
notamment de l’énergie éolienne se fait dans un objectif de développement
durable, c’est à dire dans une perspective à long terme. Ainsi, les tarifs de
rachat que la CRE accuse d’être trop élevés ont vocation à être rentabilisés
dans le futur.
Un des principaux problèmes
environnementaux dus à l’énergie éolienne vient de l’impact visuel que peuvent
avoir les turbines de grande taille. Il faut donc éviter leur implantation en
forte concentration, les régions les plus touchées étant celles possédant les
sites les plus ventés.
La CRE nous fait remarquer que le
système d’appel d’offres, précédemment mis en place lors du projet Eole 2005,
permettait de lutter contre cette tendance de « ghetto éolien ». En
effet, la puissance publique conservait la maîtrise des capacités de production
et ainsi, leur installation géographique. A cela s’ajoute la facilitation de
raccordement au réseau.
Par contre, ce contrôle lui semble
impossible avec le principe de tarif fixe de rachat. Les zones bien ventées
pouvant être concurrentielles sans aide financière extérieure, un
investissement dans une de ces zones financièrement avec le tarif de rachat
proposé est d’autant plus intéressant. De plus, si les effets externes dus aux
énergies conventionnelles évités sont pris en compte dans le tarif de rachat,
qu’en est-il des effets externes liés aux éoliennes ?
Les investisseurs, eux, soulignent
le caractère dégressif du tarif de rachat qui favorise justement les
investissements dans des zones peu ventées et permettent ainsi une juste
répartition des installations. Ce sont les sites les moins productifs (cf.
I-a.) qui bénéficient des tarifs les plus élevés. Comparativement à
l’Allemagne, la France semble mettre en place des tarifs dits
« intelligents » ou « Système Tarifaire Avancé ».
L'ADEME, à travers M. Bernard
Chabot, nous fait remarquer que le système de financement par des tarifs fixes
de rachat rend le marché accessible à des coopératives, à des agriculteurs ou à
d'autres privés. Or ce sont ces acteurs qui permettent que les installations
soient d'une part parsemées et d'autre part acceptées par la population
directement engagée dans le projet.
Nous pouvons tout de même nous
interroger sur la pertinence des critères sur lesquels les tarifs de rachat
français s'adaptent. Le tarif favorise ou défavorise des zones en fonction de
leur potentiel éolien mais, ne faudrait-il pas, non plus, prendre en compte
l’emplacement géographique des zones? Par exemple, pourquoi ne pas faire
bénéficier les zones faciles à raccorder d’une aide supplémentaire? En fait, ce
questionnement n'est pas justifié: comme le coût de raccordement représente 10%
de l'investissement d'une installation éolienne, les producteurs auront
naturellement tendance à choisir les lieux les mieux raccordés. Pour exploiter
les meilleurs sites, il y a un surcoût d'investissement important car ils sont
souvent éloignés du réseau et requièrent des machines plus solides.
Enfin, alors que les installations
offshore peuvent se présenter comme une solution pour lutter contre les impacts
visuels des éoliennes, elles ne rentrent pas dans les critères du tarif de
rachat. Les fermes offshore produisent en général plus que 12 MW, limite
supérieure de l’application du tarif.
La DWIA dénoncent le caractère non
concurrentiel du tarif de rachat. Elle estime qu’il ne s’agit en fait que d’un
moyen de créer un marché protégé.
Par ailleurs, on peut se demander
si le quotas de 20% minimum d’énergie renouvelable pour les consommateurs
nécessaire à la réussite des certificats verts ne s’oppose pas au principe de
marché. Ne passe-t-on pas d’une régulation des prix à une régulation des
quantités : la concurrence devient alors artificielle.
Ainsi, les propositions de
l'association RECS permettraient d'aller au-delà de cette problématique. En
effet, le RECS est basé sur un volontariat des consommateurs.
L’avantage principal du marché des
certificats verts est de faire baisser les prix de production de l’énergie
éolienne grâce à la loi de l’offre et de la demande. Les prix étant plus
adaptés au marché, une compétition entre les différentes énergies est rendue
possible.
Par contre, le problème majeur du
Danemark est de se retrouver avec un marché fermé et trop petit. Seule
l’extension du marché peut rendre possible l’application et la mise sur le
marché des certificats verts. Ainsi, les tests d'application du RECS qui
s'appliquent à l’Europe entière permettront peut-être de justifier l'existence
des RECS au niveau européen.
L’ADEME, souligne cependant le
caractère non équitable d’une concurrence entre toutes les énergies
renouvelables et entre tous les pays européens. Elle craint l’alignement des
prix des certificats verts sur le plus bas ; ce qui favoriserait les pays
à fort potentiel éolien comme l’Irlande ou les énergies vertes à faible coût de
revient comme la biomasse. Parallèlement pourtant, les pays européens
reprochent à la France de vouloir favoriser son potentiel éolien. Ces
accusations paraissent peu justifiées dans la mesure ou les industriels
étrangers souhaitant investir en France bénéficieront eux aussi du Système
Tarifaire Avancé (STA).
Enfin, le défi que veut relever le
Danemark est aussi de prouver qu’il est possible de combiner économie de marché
et respect environnemental. Une question reste tout de même en suspend :
Sera-t-il possible de mettre sur le même marché la totalité des énergies ?
Est-il pensable de comparer le domaine des énergies renouvelables qui se
présente comme un enjeu à long terme et celui de l’économie de marché qui
change chaque jour? Là encore, les RECS, s'appliquant à toutes les énergies
renouvelables et séparant complètement le marché de l'énergie et le marché des
bénéfices environnementaux, paraissent adaptés à l'économie de marché.
Les tarifs de rachat, quant à eux
ont pour objectif de mettre à terme l’électricité produite par les éoliennes en
concurrence avec les énergies traditionnelles. En effet, le taux dégressif
annuel des tarifs de 3,3%, prend en compte non seulement les progrès techniques
engendrant une baisse du coup de production de l’énergie éolienne mais aussi la
capacité de ce marché à s’étendre. Baisser les tarifs de rachat revient à
favoriser la compétitivité dans ce secteur.
La CRE semble cependant douter de
cette affirmation en raisonnant à partir d’un tarif de rachat moyen de 70
euros/MWh qui aboutirait suite à la dégressivité à 50 euros/MWh en 2012…
« encore très au-dessus des prix moyens de l’électricité pour une
production de base (de l’ordre de 20 à 25 euros/MWh) ».
Pour conclure…
Certes, il paraît évident
désormais à tous les pays de l'union européenne qu'il faut favoriser le
développement de l'énergie éolienne pour répondre à un objectif de
développement durable Cependant, comme vous avez pu le comprendre, les
différentes politiques adoptées dans les états membres à savoir, les tarifs
fixes de rachat, les certificats verts et le système d'appel d'offres, sont
sujets à de forts débats actuellement; Il paraît donc difficile d'apporter ici
un quelconque jugement de valeur mais nous pouvons tout de même récapituler les
avantages et les inconvénients des différents systèmes
ITEM 20 : Avantages et inconvénients des
différentes politiques de financement de l’énergie éolienne
|
|
Avantages
|
Inconvénients
|
|
Tarifs fixes de rachat
|
· Permet une
répartition spatiale homogène s'il y a dégressivité en fonction du site comme
dans les formules française et allemande
· Prend en compte
les coûts externes évités et les coûts environnementaux
· Développe
rapidement la filière éolienne
· création
d'emplois et donc économies pour l'état
· La dégressivité
du tarif français invite à rentabiliser rapidement l'installation.
· Entrée rapide
des investisseurs sur le marché
|
· Favorise les
ghettos éolien dans la formule danoise
· Offre aux
producteurs une rente élevée pour des sites qui pourraient être rentables
sans ces aides
· Surcoût possible
sur le consommateur.
· Crée un marché
protégé
· Ne permet pas de
contrôler le nombre d'investissements.
· Surcoût global
sur la société
· problème de la
limite dans le temps ou en puissance.
|
|
Appel d'offres
|
· Evalue de façon
ajustée les coûts de production.
· Permet de
contrôler la quantité d'installations
· Permet d'éviter
les effets de "ghettos éoliens."
|
· Ne prend pas en
compte les coûts environnementaux
· Ne permet pas un
développement rapide de la filière
· peu de résultats
|
|
Certificats verts
|
· Ajuste les coûts
de production aux lois du marché.
· les RECS se
jouent au niveau européen
· les RECS
différencient le marché de, l'énergie et celui des bénéfices environnementaux
|
· N'est pas basé
sur un volontariat dans la formule danoise.
· Paraît trop
virtuel aux producteurs
· Met toutes les
énergies renouvelables sur un même marché dans la formule des RECS.
· Trop incertain
· retour tarif sur
investissement
|
L’électrification des zones rurales éloignées dans les
pays du sud permet de rendre habitables voire attractives des régions qui sont
aujourd’hui souvent dévastées par l’exode rural. On peut ainsi alimenter en
énergies des dispositifs de pompage d’eau, des dispensaires, des écoles, …
De nombreux pays du sud
bénéficient d’ailleurs de potentiels éoliens tout à fait remarquables. L’Inde
qui représente aujourd’hui environ 10 % de la production énergétique
éolienne mondiale a été pionnière dans le domaine. La Chine projette,
également, de résoudre ses actuelles carences énergétiques en mettant à profit
son gisement éolien. Le Maroc joue, lui aussi, la carte de l’éolien à grande
échelle avec, notamment, la construction près de Tanger d'une ferme éolienne
d'une puissance de 50,4 MW, soit environ 2% de la consommation du pays. En
dehors de ces projets de grandes envergures, de nombreux autres pays (Mongolie,
Mauritanie, Cap Vert…) développent des projets d'électrification éolienne de
zones rurales isolées.
Si l'électrification joue un rôle
essentiel dans le développement local d'une communauté éloignée, les besoins
énergétiques n'en restent pas moins relativement modestes. Afin de couvrir les
besoins domestiques, ils se résument, en général, à quelques dizaines de
wattheure par jour qui sont raisonnablement augmentés si l'éolienne alimente
une pompe à eau.
La réussite du projet dépend
fortement de l’implication des acteurs concernés. Aussi est-il primordial de
connaître précisément les attentes de la population. Une organisation
communautaire de la région peut servir d’interface au dialogue et faciliter
fortement le succès de l’exploitation. L’implication des pouvoirs publics et
l’insertion du projet dans une politique énergétique nationale cohérente est,
elle aussi, primordiale pour la pérennité du projet.
L’exploitation de l’éolienne peut
être déléguée à un acteur autre que la collectivité publique qui doit cependant
rester propriétaire des infrastructures. Etant donné le rôle primordial de
l’électricité au sein d’une communauté, le concessionnaire ne doit pas gérer
qu’en fonction d’une rentabilité économique maximale, le projet ne devant pas
accentuer les inégalités économiques locales. En effet, la tarification doit
prendre en compte la réalité socio-économique des classes sociales défavorisées
afin d’assurer l’accès à l’électricité au plus grand nombre et ainsi garantir
un développement local durable. Une péréquation sur les tarifs peut assurer
simultanément le recouvrement total des coûts et une bonne cohésion sociale.
Mieux vaut oublier la haute
technologie des grandes éoliennes utilisées dans les pays industrialisés qui
rendrait prohibitif le prix du kWh d’une part, et dont l’entretien est
impossible par les populations locales d’autre part. Une petite éolienne
rustique et standard permettra de fabriquer des pièces de rechange sur place
des composants qui peuvent être fréquemment endommagés dans les pays du sud à
cause des tempêtes ou des ouragans. Vergnet, un fabriquant français d’éolienne
propose une solution technique originale pour se prémunir des tempêtes :
un mât haubané qui peut facilement se rabattre en cas d’événement climatique
violent.
Deux solutions techniques sont
envisageables : la création d’un micro-réseau peu coûteux ou une gestion
communautaire de batteries rechargées à l’éolienne. La combinaison des deux
solutions est également possible. Un couplage avec des groupes électrogène
(éolien-diesel) permet d’obtenir un service continu et relativement bon marché
de l’électricité.
(Source :
site windpower.dk de windpower.org)
A l’instar du gisement français
(30% de plus en mer qu’à terre), il est possible d’affirmer que l’éolien
offshore présente un fort potentiel en raison de la qualité des sites
d’implantation. En mer, la surface est lisse et les obstacles peu nombreux, les
vents y sont réguliers et forts et les mâts peuvent être de plus faible hauteur
(0.75 * diamètre du rotor) pour un même rendement. Il en résulte également une
plus longue durée de vie en raison de moindres turbulences des vents.
(source = colloque
national éolien, Narbonne, décembre 2000) sauf autre précision.
Les premières expériences de nos
voisins de l’Union Européenne datent du début des années 90 en Suède, au
Danemark et au Royaume-Uni.
Le cas de Danemark
Au Danemark, un travail
cartographique d’identification de macro-zones favorables d’implantation de
parcs éoliens a été réalisé en collaboration, notamment, avec les représentants
du secteur de la pêche. Le potentiel qui s’en dégage est de 4000 MW à partir de
machines multi-mégawattts implantées entre 5 et 20 km des côtes et à moins de
10 mètres de profondeur. A la fin des années 90, des projets de 4 à 5 MW ont
été réalisés (exemple à Tuno Knob au Danemark). Au début des années 2000, des
projets expérimentaux de 100 à 150 MW sont programmés. L’accent est mis
aujourd’hui sur l’étude des impacts de ces ouvrages sur l’avifaune et
l’halieutique.
Les perspectives du plan énergie
21 sont de 4000 MW offshore d’ici 2030. Avec 1500 MW à terre, cela couvrirait
50% des besoins en électricité danois et 100% pendant certaines périodes. Le
territoire maritime danois est intéressant car il est peu profond (la bande des
7 à 40 km des côtes est d’une profondeur inférieure à 11 mètres). En outre, des
recherches sont en cours pour des fondations à plus de 15 mètres et qui
offriraient un potentiel de 16000 MW.
(source = colloque
national éolien, Narbonne, décembre 2000) sauf si autre précision.
Un fort gisement et des perspectives intéressantes
Entre 5 et 10 km des côtes et à
moins de 20 m de profondeur, les eaux françaises recèlent un potentiel éolien
important (de l’ordre de 90 TWh contre 66 TWh terrestres). En outre, l’offre
industrielle (grosses machines, peu de maintenance) s’adapte bien à l’éolien
offshore. Espace Eolien Développement a recensé des macro-zones d’implantation
possible, des études environnementales détaillées doivent y être faites. Ces
macro-zones, situées au Nord Pas de Calais, en Languedoc Roussillon, en Basse
Normandie et en Bretagne, représentent 9125 MW et 30 TWh. Des expériences
d’implantation doivent être menées pour valider la faisabilité technique mais
aussi les impacts environnementaux des grosses machines (2,5 MW, mât de 100 m
et rotor de 80 m).
Mais des obstacles inhérents à l’offshore
Les côtes françaises se
caractérisent rapidement par une mer profonde ce qui limite les zones où la
technique d’implantation est simple. En effet, au-delà de 15 à 20 mètres, les
techniques classiques ne sont plus adaptées. De plus, même si l’énergie
électrique est produite en grande quantité, elle est tributaire du vent et les
gestionnaires de réseaux doivent être capables d’assurer la compensation à tout
moment. Cela positionne l’éolien en énergie d’appoint et oblige à des
dispositions techniques à terre. (M. Métivier, MINEFI, DGEMP).
Selon Jacques Ruer de Bouygues
offshore, l’éolien offshore ne s’absout pas de toutes les contingences de
l’éolien à terre. En effet, l’électricité produite doit être réacheminée à
terre, intégrée au réseau de distribution classique avant d’être fournie aux
utilisateurs. Cela suppose un ou plusieurs câbles des raccordement, et des
points de livraison à terre avec de forts niveau de tension (THT). Il est donc
fréquent que les réseaux électriques côtiers existants doivent être
redimensionnés pour accepter cette nouvelle énergie. Or, l’implantation d’une
ligne THT représente des procédures administratives lourdes (de 5 à 6 ans) et
qui impactent fortement l’environnement.
Une action publique qui se sensibilise
Les prises de positions politiques
sont volontaires (voir ci-dessus) et cela se traduit concrètement, par exemple,
par le service maritime et de navigation du Languedoc Roussillon qui doit
élaborer un schéma de référence pour l’implantation des éoliennes en mer. Ce
schéma analyse, en particulier, les contraintes et impacts liés à
l’implantation des éoliennes en vue d’anticiper sur la nécessaire prise en
compte des particularités du domaine public maritime.
En outre, le Réseau de Transport
de l’Electricité doit analyser le réseau existant du point de vue de sa
capacité à intégrer le courant éolien offshore. Il le fait dans le cadre du
schéma de services collectifs de l’énergie élaboré par l’Etat.
Une industrie qui se structure
A l’instar des fournisseurs
d’aérogénérateurs, comme Vergnet ou Jeumont, les groupes du BTP s’intéressent à
cette émergence de l’éolien, en particulier, offshore qui nécessite à la fois
des plus grosses machines (plusieurs MW) mais aussi des contraintes spécifiques
de fondation.
Au sein du groupe Bouygues,
Bouygues offshore (BOS) s’intéresse à l’éolien offshore compte tenu de leurs
compétences notamment en ingénierie des fondations profondes à très profondes
en milieu marin. Jacques Ruer, chef de projet énergie éolienne chez BOS,
indique que la maturité, en terme de conception des fondations des
aérogénérateurs, est vite atteinte (moins d’un an) même si BOS n’a pas encore
réalise de contrat sur un parc éolien offshore en France ou à l’international.
8.2.3.1
Quel mode d’occupation du domaine public maritime ?
Une étude du cabinet Bonnefoi a
mis en évidence l’absence de réglementation spécifique relative à
l’exploitation d’un parc éolien offshore sur le domaine public maritime (DPM).
Ainsi, l’implantation est soumise aux règles des POS locaux (ou d’une directive
territoriale d’aménagement en leur absence) ainsi qu’à la procédure du permis
de construire, le tout sous l’autorité des maires. En cas de litige sur les
limites territoriales maritimes, par exemple, le préfet de département
arbitrera.
Sur le plan fiscal, la route du
câble peut donner lieu à redevance pour occupation temporaire du DPM et
l’exploitation pourra être soumise aux taxes professionnelle et foncière.
En outre, l’implantation d’un parc
éolien se fait sur le DPM. Elle doit donc reposer sur la procédure de marchés
publics contrairement à l’éolien terrestre qui se trouve essentiellement sur le
domaine privatif.
Selon Jacques Ruer de BOS,
les procédures administratives ne sont pas adaptées aux parcs éoliens offshore
ce qui n’est pas étonnant pour un droit colbertiste qui régit les DPM.
Pourtant, une nouvelle dynamique vis à vis de l’émergence de cette énergie
renouvelable pourrait conduire à une législation spécifique prochainement.
D’autres exploitants du domaine public maritime
A l’instar de l’approche danoise,
le comité régional des pêches du Languedoc-Roussillon souhaiterait que les
zones d’implantations de parcs éoliens soient identifiées en dehors des zones
présentant un intérêt halieutique. Un projet pilote à Port la Nouvelle
permettra de mieux comprendre l’incidence des éoliennes sur la faune maritime.
Les pêcheurs ont plutôt intérêt à une implantation proche des côtés (moins de 3
milles indiquent-ils) car les récifs artificiels attirent les poissons. Mais, à
cette distance, l’impact sur le paysage est loin d’être négligeable. Selon Jacques
Ruer de BOS, l’acceptation des parcs éoliens offshore par les pêcheurs est
un facteur clé du succès de l’émergence de cette forme d’énergie en France.
D’autres acteurs sur ou au-dessus
du domaine public maritime sont également concernés. D’une part, les bateaux
qui risquent une collision avec les éoliennes. Elles doivent être conçues pour
résister au choc (les vies humaines se trouvant sur le bateau), mais aussi pour
ne pas tomber sur le bateau qui les a heurtées. D’autre part, la navigation
aérienne est également concernée par le brouillage des ondes radios, les
obstacles que constituent les éoliennes pour les avions volant à basse
altitude.
Et Jacques Ruer d’en conclure
qu’une acculturation des acteurs sera nécessaire …
Impact sur l’avifaune et l’halieutique
Les expériences pilotes
permettront d’analyser, au-delà de la fiabilité technique, l’impact des
éoliennes offshores sur leur environnement. Plusieurs questions se posent
aujourd’hui sans que les réponses puissent être données définitivement.
Les oiseaux sont-ils en
danger par rapport à un parc éolien offshore ? Difficile à dire tant les
mœurs des oiseaux ont été peu observées en mer. Selon Jacques Ruer de BOS,
les oiseaux migrateurs sont, en particulier, concernés. Comment intègrent-ils
un parc éolien dans leur trajectoire, volent-ils de nuit, à basse altitude,
d’autant plus basse qu’il y a du brouillard ? Des questions en suspens …
même si la mortalité comparée des éoliennes et de des lignes THT et sans
commune mesure : environ un oiseau tué par an et par éolienne contre 30
par an et par kilomètre de ligne THT.
La faune marine est aussi
concernée par les parcs éoliens offshore,. Selon Jacques Ruer de BOS, en
mer du Nord, les phoques et marsouins ne semblent pas sensibles à la présence
des éoliennes. La question du flux électromagnétique émis par le câble de
raccordement à la terre est plus difficile. Quelles sont les conséquences des
ondes électromagnétiques émises et du réchauffement par effet Joule le long de
ce câble pour les écosystèmes marins ? Par ailleurs, les récifs
artificiels que constituent les éoliennes sont propices à la vie aquatique.
Enfin, quelle influence de la vibration transmise au sol quand le rotor
tourne ? Autant de questions en suspens …
Le paysage en question
Selon Jacques Ruer de BOS,
l’impact paysager d’un parc éolien offshore est peut-être la question la plus
simple mais aussi la plus délicate. Même si les designers ont fait des progrès
dans la ligne des éoliennes, elles constitueront toujours un objet important du
paysage, une rupture de la ligne d’horizon qu’il est difficile d’accepter
culturellement. Ne plus les voir nécessite de repousser leur implantation
au-delà de 30 à 40 kilomètres voire plus ce qui pose le problème du coût.
Les projets éoliens se situent
dans une fourchette de production supérieure au 12 MW qui représentent le seuil
en deçà duquel il y a obligation d’achat à un niveau de prix fixé par voie
réglementaire. Par conséquent, la question de la rémunération du kWh est
entière. En outre, la prise en charge des coûts de raccordement au réseau reste
à définir. On estime que le coût de production est relativement élevé, de
l’ordre de 10 cent d’euros par kWh.
Selon Jacques Ruer de BOS,
l’offshore sera toujours plus cher que l’onshore. La question du coût résulte
toujours du compromis à trouver entre la distance à la côte, la taille de la
machine, la profondeur des fondations et toutes les considérations relatives à
l’impact sur l’environnement. Par exemple, en Allemagne, les industriels
commencent à développer des éoliennes de 5 à 6 MW pour les côtes de la mer du
Nord car les touristes ne les aiment pas sur leur ligne d’horizon et que le
fait de les éloigner coûte cher techniquement et ne peut donc être compenser
que par une plus importante production d’électricité.
En outre, la situation de rachat
au-delà du seuil de 12 MW n’est pas claire. Il est difficile de prévoir les
niveaux de prix au kWh qui résulteront de l’appel d’offres envisagé.
Des questions plutôt qu’une conclusion à ce stade des
analyses.
Aujourd’hui, l’éolien est une énergie sérieuse ! La
capacité de production est réelle.
En France, il s’agit de suivre de près les avancées
réglementaires en matières de prise en compte dans le droit des sols et du
domaine public maritime de ces nouveaux objets. Y a-t-il vraiment une
traduction législative de la volonté politique ?
En France toujours, quelle est
l’évolution de l’acceptabilité des riverains sur terre et des exploitants
maritime off shore vis à vis des éoliennes ? Peut-on dépasser le problème
culturel et comment ?
Sur le plan économique,
prend-t-on en compte l’énergie fossile et la contribution à l’effet de serre de
la construction des éoliennes (notamment des fondations) ?
Quel est le véritable impact des
éoliennes off shore sur : les oiseaux marins, les oiseaux migrateurs, les
fonds marins le long des câbles, les ondes électromagnétiques sur la faune marine ?
·
Dictionnaire de l’écologie, édition encyclopaedia
universalis, Albin Michel
·
BP statistical review, 1990
·
MEFI, DGEMP, rapport annuel 2000.
·
MINEFI, DGEMP, M. Métivier.
·
MINEFI, DGEMP, rapport d’activité 2000, « le bilan de la
présidence française de l’union européenne ».
·
RTE gestionnaire français du réseau de transport d’électricité,
audition publique du 8 novembre 2001
·
Directive européenne 96/92 concernant les règles communes pour le
marché intérieur de l’électricité
·
Loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et
au développement du service public de l’électricité
·
décret n° 2001-365 du 26 avril 2001 relatif aux tarifs
d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité
·
Guide de l’énergie éolienne, IEPF 56 rue Saint-Pierre- Québec
·
colloque national éolien, Narbonne, décembre 2000
·
« Avis de la Commission de Régulation de l’Electricité en
date du 5 juin 2001 sur l’arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité
produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent ».
·
"Journal officiel de la république française". 22 juin
2001
·
Journal "Les Echos" du Vendredi 11 janvier 2002.
Article de Renaud Czarnes: "le service public de l'électricité coûtera 1,3
milliard d'euros aux consommateurs".
·
"La nouvelle tarification de l'énergie éolienne: genèse,
description et première analyse. Bernard Chabot, Ademe – revue de l'énergie
n°528, juillet-août 2001.
·
"Eole 2005 premiers résultats et perspectives"
Septembre 2000. ADEME
·
Guide de l’énergie éolienne, les aérogénérateurs au service du
développement durable, Agence de Coopération Culturelle et Technique, Institut
de l’Energie des Pays ayant en commun l’usage du Français, Région
Languedoc-Roussillon, Agence Méditerranéenne de l’Environnement, ADEME, FONDEM,
Collection Etudes et filières, janvier 1998.
Entretiens avec :
·
Monsieur Bernard Chabot de l'ADEME
·
Cabinet Germa (Montpellier)
·
Total Fina Elf
·
Bouygues Off Shore
Sites internet :
·
www.inforse.dk/publications_pro.php3?id=19
·
www.europa.eu.int
·
www.ademe.fr
Site de l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie
·
www.amorce.fr
AMORCE
est une association de 165 collectivités territoriales concernées par l’énergie
et les déchets.
·
www.windpower.org
Site de la Danish Wind Industry Association (DWIA): Ce site
contient une quinzaine d'articles dur l'actualité de l'énergie éolienne au
Danemark. Il permet de prendre connaissance des débats existant autour de
l'application des certificats verts, des avantages et inconvénients des
différentes politiques de financement de l'énergie éolienne.
·
www.ser-fra.com
Site du Syndicat des Energies
Renouvelables (SER)
·
www.RECS.org
Site du Renewable Energy Certificate System (RECS):
