23/11/05

L’ÉNERGIE
ÉOLIENNE

par
Le
« Groupe de Réflexion sur l’énergie et
l’environnement au XXIème
siècle « GR21 » [1]

Sommaire

1. DÉVELOPPEMENT
DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉNÉRALITÉS

2. QUELQUES DONNÉES
TECHNIQUES

3. DONNÉES ÉCONOMIQUES

4. DONNÉES ÉCOLOGIQUES

5. L’EXPÉRIENCE
ALLEMANDE

6. L’ÉOLIEN
EN FRANCE

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1.
DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN INDUSTRIEL : GÉNÉRALITÉS

L’éolien redécouvert

L’énergie
éolienne est utilisée par l’homme depuis des
millénaires : navigation, moulins, pompage. Elle a joué un
rôle économique relativement important au cours des siècles
avant d’être supplantée par les énergies fossiles
à partir du début du 19ème siècle.
Si  quelques prototypes
d’éoliennes génératrices
d’électricité ont vu le jour dès le milieu du 20ème
siècle, notamment en France, en Grande-Bretagne et au Danemark, ce n’est
que dans les années 80 que l’éolien industriel commence
vraiment à se développer et dans les années 90 qu’il
connaît un véritable essor dans un certain nombre de pays.

Le développement
de l’éolien s’inscrit dans le cadre de la promotion des
énergies  renouvelables, face
aux dangers que représente à l’échelle
planétaire le recours massif aux énergies fossiles. D’autre
part l’énergie éolienne bénéficie d’une
façon générale d’une bonne image auprès du
public malgré les oppositions locales qui naissent fréquemment
autour des projets pour des motifs environnementaux. En fait,
l’éolien industriel qui aujourd’hui ne s’impose
toujours pas économiquement, voit son développement lié
aux politiques plus ou moins incitatrices propres à chaque pays, ce qui
conduit à des situations très contrastées d’un pays
à un autre.

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La situation actuelle

A l’échelle
mondiale la puissance éolienne installée, insignifiante au
début des années 90, atteint aujourd’hui environ
40 000 MW[2]
et s’accroît de 6 à 7 000 MW par an pour une part encore
très modeste − de l’ordre de 0,4% − de la production
d’électricité mondiale. La plus grande partie de la
puissance installée (75%) se trouve en Europe, trois pays venant
largement en tête : l’Allemagne, l’Espagne et le
Danemark avec respectivement environ 15 000, 5 000 et 4 000 MW.
Ces parcs produisent de l’ordre de 4% de la consommation
d’électricité en Allemagne ainsi qu’en Espagne et 18%
au Danemark[3].
La Grande Bretagne qui possède le premier potentiel éolien
d’Europe et les Pays-Bas sont également actifs dans la
filière. Hors Europe seuls les Etats-Unis ont un parc significatif de
6 000 MW  principalement
localisé en Californie.

La France, avec seulement
405 MW[4] de
puissance installée fin 2004, figure parmi les pays européens les
moins équipés, bien que possédant le deuxième
potentiel éolien d’Europe. Il est vrai que la très faible
quantité d’énergie fossile consommée pour sa
production d’électricité n’impose pas, au niveau
national, le recours à l’éolien comme chez certains de ses
voisins.

Cependant pour
répondre à l'objectif indicatif auquel la France a souscrit en
2001 auprès de l’Union Européenne dans le cadre d’une
directive (21% d’énergie renouvelable dans sa production
d’électricité à l’horizon 2010) un tarif
très avantageux d’achat de la production éolienne a
été mis en place cette année-là[5].
C’est ainsi qu’après un très lent démarrage
qui a vu les premières installations industrielles
n’apparaître sur notre sol qu’en 1997, la filière
n’a pris véritablement son essor qu’en 2001.

Jusque là
principalement concentrés en Languedoc-Roussillon, région
particulièrement bien ventée (45% du parc français) les
projets d’installations industrielles se développent
aujourd’hui dans de nombreuses régions, en particulier : Pays
de Loire (22%), Nord - Pas de Calais (13%) et Bretagne. La croissance du parc
s’est fortement accélérée ces dernières
années : + 90 MW en 2003 et + 156 MW en 2004. Les régions
insulaires (Corse et DOM-TOM représentent 15% de la puissance
installée. Avec un temps d’utilisation moyen en France de 2500
heures[6], la
production annuelle est aujourd’hui d’environ 1TWh soit 0,2% de la
consommation nationale d’électricité.

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Ces chiffres montrent que,
malgré un certain dynamisme de la filière dans plusieurs pays
industrialisés où les projets se sont multipliés, (plus de
15 000 éoliennes sur le sol allemand), sa place reste très
modeste en terme de production. Son
développement devrait néanmoins se poursuivre, voire
s’accélérer et sans doute s’étendre en dehors
du cercle des pays industrialisés[7], en
continuant à bénéficier lorsque nécessaire
d’impulsions au niveau politique, mais aussi grâce à une
meilleure rentabilité des projets liée aux progrès techniques
et industriels de la filière.

Sur le plan technique, la
puissance unitaire des machines proposées par les constructeurs,
restée longtemps inférieure au MW, est aujourd’hui
couramment de 2,5 MW  et des
prototypes de 5 MW sont en cours de réalisation. Ces niveaux de
puissance devraient permettre d’améliorer la
compétitivité des projets et d’accroître leur taille
afin d’assurer, en réduisant le nombre de sites, une meilleure
maîtrise des impacts environnementaux. Des dispositions allant dans ce
sens sont inscrites dans la loi de programme fixant les orientations de la
politique énergétique afin d’éviter le
« mitage » excessif observé dans certaines
régions du Danemark ou d’Allemagne.

L’augmentation de
la puissance des machines devrait également faciliter le
développement des projets offshore, qui nécessitent
d’importants travaux de fondation et de raccordement. Malgré le
peu d’expérience et de références sur ce type
d’installations, beaucoup d’espoirs sont aujourd’hui
fondés sur l’éolien offshore. Ainsi l’Allemagne, qui
voit la croissance de son parc à terre ralentir depuis deux ans, mise
sur la réalisation de grands parcs au large de ses côtes afin de
produire en éolien 15% de ses besoins en électricité à
l’horizon 2030.

Quelles sont les
prospectives françaises ? L’arrêté du 7 mars
2003 fixe pour 2007 des objectifs compris entre 2000 et 6000 MW, pour respecter
une croissance annuelle du parc sur les trois ans à venir comprise entre  500 et 1500 MW, (elle a
été de 156 MW en 2004). L’ADEME donne également une
large fourchette pour l’horizon 2010, de 7000 à 14000 MW
installés, et une progression au delà de 2010 proche de 2000
MW/an dont 40% offshore.

Qu’en sera-t-il
vraiment ? Examinons plus en détail les atouts et les
défauts de cette filière sous ses différents aspects pour
essayer de mieux évaluer la place qu’elle est susceptible de tenir
dans l’approvisionnement en énergie, notamment dans notre pays, au
cours des décennies à venir.

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2.
QUELQUES DONNÉES TECHNIQUES

Énergie récupérable

L'énergie récupérable –
celle qu’il est  possible de
prélever de l'énergie cinétique du vent – est
proportionnelle à la surface balayée par le rotor et au cube de
la vitesse du vent.

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

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

En pratique, une éolienne démarre avec
des vitesses de vent autour de 10 à 15 km/h, atteint sa puissance
nominale pour des vents de 50 km/h et doit être arrêtée pour
des raisons de sécurité quand  le vent atteint 90 km/h. Le profil type
de la puissance fournie en fonction de la vitesse du vent est ainsi le suivant
:

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Les éléments constitutifs d'une
éolienne.

Une grande éolienne moderne est
constituée de plusieurs éléments :

Une tour cylindrique en acier d’une hauteur
pouvant aller jusqu'à 100 mètres dans laquelle se trouve
l'échelle d'accès et les câbles de raccordement.
À son pied est implanté le transformateur d'adaptation au
réseau électrique.

Une nacelle située en haut de la tour, qui
contient les installations de production d'électricité
(multiplicateur et générateur) et de pilotage (orientation
et freinage)

Le rotor qui comporte en général
trois pales. L’avènement des matériaux composites a
permis d'importants progrès notamment sur la forme, la dimension et
les caractéristiques mécaniques des pales.

Dans les éoliennes modernes de production
d'électricité, le rotor tourne lentement (30 à 40 tours
par minute), alors que les générateurs classiques de série
tournent à 1500 tours/min environ. L’utilisation de ces
alternateurs classiques, intéressants au plan économique car
produits en grande série, nécessite l’interposition
d’un multiplicateur de vitesse, pièce lourde et coûteuse.
Pour les grandes  éoliennes
la tendance est au développement de génératrices
spéciales à basse vitesse dites « à attaque
directe », entraînées directement par le rotor. Deux
fabricants (Jeumont et Enercon) ont
développé ce type de matériel.

Les dispositifs de pilotage et de freinage sont des
éléments essentiels de la survie des éoliennes : la
plupart des accidents sont venus d’un défaut de freinage des
machines qui doivent être impérativement arrêtées
dès que la vitesse du vent atteint 90 km/h. Divers systèmes de
freinage existent, on en installe généralement au moins deux pour
assurer une meilleure sécurité.

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Éoliennes terrestres ou offshore ?

Le développement de l'éolien
s'accompagne d'une course à la puissance : le standard est passé
de 750 kW par machine au milieu des années 90 à 2,5 MW
actuellement.

Les limitations de l'éolien terrestre sont bien
connues (impact sur le paysage, limitation du nombre de sites, perception de
nuisances par la population). Les
ressources en mer sont plus importantes, le vent y est plus fort et
surtout plus régulier. L'offshore (implantation en mer) apparaît
donc intéressant, mais de nombreux défis restent à relever
:

Compenser le coût des projets (nécessairement
plus élevé) par une augmentation de taille des machines (3
à 5 mégawatts) ce qui nécessite des
développements importants notamment sur la technologie des pales

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

Le plus grand parc offshore en service actuellement
est celui de Middelgrunden au Danemark  (20 éoliennes de 2 MW). Le
programme allemand table sur plus de 15 000 MW offshore en 2020 (voir
chapitre 5). La France vient, en septembre 2005, de retenir sur appel
d’offres un projet de 21 machines de 5 MW à Veulette
sur mer, au large des côtes de la Seine Maritime.

L'insertion des éoliennes dans les
réseaux électriques

Comme on l'a vu, une des caractéristiques de
l'éolien est d'être intermittent. Il conviendra donc de disposer
d'un réseau comprenant une puissance installée de réserve,
prête à démarrer dès que les éoliennes
s’arrêtent. On dispose actuellement de quelques éléments
pour chiffrer cette puissance de réserve nécessaire : Elle
est estimée à 90% de la puissance éolienne en Allemagne,
mais ce chiffre élevé est dû au nombre d’heures de
fonctionnement particulièrement faible dans ce pays (1500 h/an en
moyenne). En France, où l’on table sur une production moyenne de
2500 h/an[8], on
peut espérer que la puissance thermique en réserve
n’excédera pas les 2/3 de la puissance éolienne
installée, compte tenu du foisonnement des aléas sur un grand
réseau. L’obligation d’une reprise très rapide en cas
d’arrêt brutal des éoliennes impose des centrales thermiques
à flamme maintenues à basse puissance ou de l’hydraulique
de barrage : les batteries, malgré d’importants
progrès, sont très loin d’offrir la puissance
nécessaire.

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L’installation d’un parc éolien
important dans une même région peut poser un grave problème
de réseau en cas d’arrêt forcé de l’ensemble
des machines. La question se pose de façon cruciale pour les quelque 15
000 MW que les Allemands projettent d’installer en Mer du Nord : en
cas de tempête avec des vents nécessitant l’arrêt des
15 000 MW, comment assurer l’alimentation du réseau ?

En outre, des problèmes
d’intégration demeurent :

Dans les régions isolées
alimentées par des centrales diesel (les îles par exemple) le
recours à l’éolien paraît
particulièrement intéressant. Il semble cependant que la
technologie pour réguler le couplage éolien - diesel soit
actuellement chère et insuffisamment fiable. On peut cependant
espérer des développements significatifs.

Sur les grands réseaux, l'insertion de
l'éolien pose des problèmes d'adéquation des
fréquences dès lors que la proportion d'éolien
devient significative.

Le stockage

Une des caractéristiques essentielles de
l’énergie du vent étant son intermittence, on pense
immédiatement à un dispositif de stockage de
l’énergie excédentaire produite pour permettre son
utilisation pendant les périodes d’absence de vent.

Les accumulateurs peuvent être utilisés
pour des installations isolées et de petite taille (quelques kW). Seules
les batteries au plomb, bien qu’encombrantes, sont bien adaptées
aux fluctuations propres aux éoliennes.

Pour des puissances plus importantes, des retenues
hydrauliques peuvent être envisagées quand la topologie s’y
prête. Dans ce cas on installe une turbine entre deux réservoirs
haut et bas.

L’énergie éolienne en excès
sert alors à remplir le réservoir supérieur dont
l’eau sera turbinée pour fournir du courant en pointe. Cette
méthode ne peut être envisagée que dans des sites
très particuliers et est limitée en puissance par la
capacité des réservoirs et la hauteur entre les deux
réservoirs.

Reste le stockage que l’on pourrait appeler
virtuel qui consiste à mettre au crédit de l’énergie
éolienne l’hydraulique des barrages à laquelle on n’a
pas fait appel pendant des périodes de production éolienne.

Cette conception ne s’applique que très
partiellement au cas français où les barrages sont en
réserve pour assurer principalement les pointes de consommation.

À terme, un programme massif de
l’éolien nécessiterait donc le développement de
nouvelles technologies de stockage ; mais celles-ci n’existent pas
aujourd’hui. En particulier, la production d’hydrogène
n’apparaît pas être à considérer à
l’échelle de temps des programmes éoliens envisagés
actuellement. La production d’hydrogène nécessite par
ailleurs des investissements lourds, techniquement et économiquement mal
adaptés à un fonctionnement intermittent et aléatoire.

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La sécurité

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

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

En 2002, lors de l'installation d'une des
éoliennes de Névian (Aude) l'une
des pales s’est détachée et a entraîné
l'effondrement du mât.

En 2004 à Boulogne : cassure d’une
puis deux pales au niveau de la tête du rotor avec rupture du
mât à mi-hauteur.

En 2004 à Dunkerque, couchage d'une
éolienne, le mât et une partie de la fondation ayant
été arraché, suivi de l'éclatement de la nacelle,
du rotor et des pales.

À la suite de ces incidents et à la
demande du Ministère de l'Industrie, le Conseil Général
des Mines a  engagé une
étude sur la sûreté de ces installations[9] :

L’analyse des incidents constatés en
France et à l'étranger (l’Allemagne et le Danemark
représentent un bon échantillon statistique) permet de
dégager les risques suivants :

·
L’effondrement de la machine : La zone de
risque correspond à la surface limitée par un cercle de rayon
correspondant à la hauteur totale, pales comprises (soit 150m environ).

·
La projection d'objets : la zone de risque, si l'on en
juge par l’expérience allemande peut atteindre plusieurs centaines
de mètres

L’impact de la foudre : La zone de
risque de choc électrique se limite aux abords immédiats
mais des projections peuvent résulter d'effets induits comme
l'explosion d’une pale.

Les accidents du travail : il s'agit des
risques classiques liés au travail à grande hauteur ou en
présence d'équipements sous haute tension ; c'est dans
ce domaine que sont recensés 95 % des décès dus
à l’éolien constatés dans le monde.

En conclusion la
probabilité d'un accident de personnes du public apparaît
très faible dès lors que les précautions
élémentaires d'éloignement des constructions sensibles
sont prises ; la procédure du permis de construire apparaît
suffisante pour maîtriser ce paramètre. En revanche, la
probabilité d'occurrence d’accidents du travail lors du montage,
de l'exploitation et de la maintenance ne saurait être négligée.

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3.
DONNÉES ÉCONOMIQUES

Coûts

Le coût du kilowattheure éolien
dépend d’un grand nombre de paramètres ; outre les
paramètres classiques comme le taux d'actualisation, certains sont soit
mal connus du fait du manque d'expérience (durée de vie,
maintenance, production annuelle selon le site) soit évolutifs  (investissements, taille des machines).
Ainsi la prévision d’un coût ne peut être que
très provisoire et à mettre à jour en permanence. Nous
nous basons ici sur l'étude publiée en octobre 2004 par le
Ministère de l'Industrie[10]. Cette
étude élabore des coûts prévisionnels pour des
fermes éoliennes terrestres mises en service industriel (MSI) en 2007 et
en 2015 et de caractéristiques suivantes :

MSI en 2007

MSI en 2015

Puissance unitaire (MW)

2

3,2

Nombre d’aérogénérateurs
de la ferme

6

20

Durée de vie (années)

15

20

Hauteur au moyeu (m)

78

100

Diamètre des pales (m)

80

100

Les productions annuelles varient avec les sites et
les conditions climatiques. Avec la technologie disponible en 2007, on estime
la production annuelle équivalente à 3000 heures à pleine
puissance pour les très bons sites et à 2000 heures pour les
sites moyens[11].
Un gain  de 10% est attendu avec la
technologie disponible en 2015 du fait d'un meilleur rendement pour un vent
donné, et de l'augmentation de la vitesse du vent liée à
l’augmentation de hauteur.

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

Machines : 70 %

Génie civil, transport, montage : 10
%

Raccordement (très variable selon les
sites) 12 %

Divers (études et gestion de
projet) : 8 %

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En se plaçant dans une hypothèse de
développement soutenu de la filière, les coûts
d’investissement, exprimés en Euros de 2001, passeraient de 1020
€/kW en 2004 à 922 €/kW en 2007 et 785 €/kW en 2015.

À noter que, dans le cadre d’une telle
étude de coûts de production, les investissements
d’adaptation du réseau ne sont pas pris en compte ; les
coûts de démantèlement ont été par ailleurs
supposés couverts par la revente des composants en fin de vie.
L’enlèvement du socle n’est pas considéré.

Les coûts annuels d'exploitation sont
estimés à 2,5 % du coût d'investissement en 2007 et
à 2 % en 2015.

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

Les hypothèses retenues conduisent, pour un
taux d’actualisation de 8%, aux coûts de production suivants, en
Euros par MWh [12]:

Durée de fonctionnement annuelle  →

2000h

2500h

3000h

MSI en 2007

63,4 €/MWh

51,5 €/MWh

43,6 €/MWh

MSI en 2015

52,6 €/MWh

42,8 €/MWh

36,4 €/MWh

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

Ces coûts ne tiennent pas compte des
externalités liées à l’intermittence de
l’éolien, qui peuvent être importants en fonction des sites
et des réseaux concernés.

.

À titre de comparaison les coûts de
référence établis dans les mêmes conditions
d’actualisation sont, pour différents types d'énergie[13] :

Charbon pulvérisé

Charbon LFC

Gaz cycle combiné

Nucléaire EPR

MSI en 2007

35,1 €/MWh

36,5 €/MWh

35,7 €/MWh

MSI en 2015

33,7 €/MWh

32,0 €/MWh

35,0 €/MWh

28,4 €/MWh

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Retombées financières locales

La construction des centrales éoliennes
nécessite des moyens de montage très performants compte tenu de
la grande hauteur notamment en matière d’engins de levage. Les
équipements sont par ailleurs fabriqués par un petit nombre
d’industriels européens, sans possibilité de localisation
importante. On ne peut donc pas attendre en France de retombées
économiques significatives à la construction.

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

La fiscalité locale sur la production et
le foncier. Elles représentent, annuellement, de l’ordre de
1% du montant de l’investissement

La rente de situation liée à
l’obligation d’achat de l’électricité
à un tarif élevé faite aux électriciens. (cf.
ci après)

Prix de rachat de
l’électricité produite ; Rentabilité

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

Qualité des
sites

Durée annuelle
de fonctionnement de référence

Années 1
à 5

(€/MWh)

Années 6
à 15

(€/MWh)

Années 16 et
au-delà

Deuxième contrat

(€/MWh)

1900 h et moins

83,8

83,8[14]

44,2

Entre 1900 et 2400 h

83,8

Interpolation
linéaire

44,2

2400h

83,8

59,5

44,2

Entre 2400 et 3300 h

83,8

Interpolation
linéaire

44,2

3300 h et plus

83,8

30,5

44,2

Ce tarif bénéficie d’une
indexation annuelle. Il est applicable en France métropolitaine. Le
tarif pour la Corse et les DOM-TOM est supérieur de 12 €/MWh en moyenne.

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Si l’on se réfère aux coûts
prévisionnels, ces prix d’achat sont très incitatifs. Les
investissements bénéficient de plus des conditions
d'amortissement dégressif extrêmement favorables accordées
aux équipements de production d'énergie renouvelable (Articles 39
AA et AB du Code Général des Impôts[15]. On a
ainsi constaté un foisonnement de projets déposés
après la publication de l’arrêté.

La Commission de Régulation de
l’Électricité (CRE) a estimé que ce tarif
entraîne une rentabilité après impôt des fonds
propres de 13% pour une durée de fonctionnement de 2000 heures par an et
26 % pour 3000h par an[16].

Ce tarif engendre un surcoût égal au prix
d’achat de l’éolien minoré seulement de
l’économie correspondante de combustible fossile ou
nucléaire. Les graphiques ci-dessous présentent les
surcoûts annuels pour des puissances installées en 2010 de 5000 MW
(prévision du gouvernement) et de 12000 MW  (prévisions de certains acteurs
de la filière éolienne)

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Le surcoût cumulé sur les vingt prochaines
années serait, selon la CRE, compris entre 7 et 11 milliards
d’euros dans l’hypothèse de 5000 MW installés en 2010
et compris entre 17 et 26 milliards pour 12 000 MW  installés. Ces surcoûts ne
prennent pas en compte ceux liés à la disponibilité de centrales
thermiques nécessaires pour assurer la sécurité
d’alimentation du réseau face à l’intermittence de
l’éolien.

L’éolien offshore

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

Un communiqué du ministère de
l’Industrie[17]
annonce un « prix d’achat garanti
de 100€/MWh, à comparer à 45
€/MWh, prix de
l’électricité sur le marché de gros ».
Il estime pour ce seul projet un « surcoût
annuel de 17 M€ à la charge des consommateurs »
tout en soulignant ─ mais peut-être s’agit-il d’humour
─ que « ce projet permettra aux
Français d’apprécier l’intérêt de
l’éolien offshore. »

Les enjeux industriels:

Les politiques de soutien au développement de
l'éolien  dans plusieurs
pays, particulièrement pour l'Europe en Allemagne et au Danemark, ont
conduit à l'émergence d'un marché, certes artificiel, mais
stable et garanti. Une industrie s'est développée, dominée
par les constructeurs allemands, américains et danois qui se sont
appuyés au démarrage sur leur marché intérieur. Ce
sont aujourd'hui les principaux intervenants sur le marché
français:

Constructeurs

Part de marché
français en 2004

GI Wind
Energy (US)

35%

Vestas (DK)

24%

Enercon (D)

14%

RE Power (D)

11%

Jeumont (F)

11%

Autres

5%

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

Le groupe AREVA s'intéresse à la construction
d'éoliennes, d'autant qu'une synergie peut être
développée avec son pôle Transmission-Distribution
repris à Alstom. Après s'être
intéressé a l'achat du danois Bonus (finalement repris par
Siemens), il a acquis  en septembre
2005 21,1%  du capital de l'allemand
RE Power, spécialisé dans les turbines à forte puissance
particulièrement bien adaptées aux implantations off shore.

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4.
DONNÉES ÉCOLOGIQUES

Aspects paysagers

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

A l’instar de
l’énergie solaire, le vent est une énergie diffuse et de
très faible densité. Son intensité augmente avec la
hauteur au-dessus du sol. Les installations tendent donc vers de fortes
puissances, avec des hélices de grand diamètre, ayant leur axe
très au-dessus du sol. On est passé du standard de 300 kW (80m de
haut) au début des années 90 au standard terrestre de 2,5
à 3,5 MW (130 à 150m de haut) à partir de 2004. Par
ailleurs, l’effet de traîne conduit à devoir espacer les
éoliennes les unes par rapport aux autres.

Ainsi, compte tenu de
l’intermittence du vent, il faut par exemple 6000 éoliennes
d’1 MW couvrant 420 km² pour produire autant
d’électricité qu’une centrale conventionnelle
(charbon, gaz, nucléaire)[18] de
1500 MW qui occupe 1 km².

Cela n’a
qu’une importance relative dans les régions industrielles déjà
largement couvertes d’édifices plus ou moins hauts et sans attrait
touristique. Les éoliennes doivent cependant être
implantées sur les hauteurs, là où le vent souffle
à son maximum. Si l’on y ajoute la rotation des hélices,
les installations industrielles éoliennes (baptisées
« fermes » sans doute pour en atténuer
l’impact psychologique) se remarquent de loin.

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

La distance de visibilité
des éoliennes croît avec le carré de la hauteur de
celles-ci. Ainsi une éolienne de 300 kW nominal (80 m de haut) est
visible à 10 km en terrain plat, alors qu’une éolienne de
2,5 MW nominal (150 m de haut) est dans les mêmes conditions visible depuis
45 km. Ces distances sont en fait bien plus importantes car les
éoliennes sont préférentiellement situées sur des
points hauts.

Cette visibilité
revêt une importance toute particulière dans les régions
touristiques ou comportant un patrimoine architectural historique.

Sur les côtes, la
ressource éolienne est importante. Ainsi la façade atlantique
européenne est-elle privilégiée pour
l’éolien. Un bilan économique tourisme / éoliennes
devrait s’imposer préalablement à toute décision
d’implantation.

Notons que,
quoiqu’ils n’y soient pas obligés, les investisseurs
enterrent généralement les lignes pour limiter l’impact
visuel global.

Autres aspects environnementaux

Les
plus

Une énergie
renouvelable :
Le vent est renouvelable, et ainsi les kWh produits à partir de
l’énergie éolienne épargnent d’autant les
ressources limitées de la Planète en pétrole, gaz,
charbon, et uranium. En cela, l’éolien contribue incontestablement
au développement durable.

Rejets : Le vent est une énergie
propre : elle n’engendre aucun rejet[19].

Effet de serre : L’éolien ne rejette
aucun gaz à effet de serre autre que celui dû à la
fabrication des matériaux employés (ciment, acier, etc.).
C’est ce qui explique son engouement dans des pays comme le Danemark et
l’Allemagne, deux gros producteurs européens de CO2.

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Les
moins

Bruit : La technologie des éoliennes a
fait de grands progrès en matière de bruit. Il demeure
qu’avec l’accroissement de puissance unitaire des machines, le
bruit engendré reste perceptible de loin (45 dBA
à 300 m pour les machines de dernière génération),
et la distance entre une installation éolienne et l’habitat
n’est pas à ce jour fixée[20].

Interférences
hertziennes :
La rotation des hélices interfère avec les ondes hertziennes, et
une étude soignée doit être faite pour vérifier que
cela n’entraîne aucune gène vis-à-vis des riverains.

Oiseaux : Les côtes constituent des routes
migratoires traditionnelles, et les pales en rotation des hélices
constituent un danger pour les oiseaux migrateurs (la vitesse
périphérique des pales peut atteindre 300 km/h)[21].

Effet stroboscopique : Plusieurs associations (allemandes
notamment) se plaignent du fait que les pales d’hélice cachant le
soleil à intervalles lents et réguliers peut avoir à la
longue des répercussions psychologiques graves sur les riverains.

Démantèlement : La tenue de mâts pouvant
dépasser les 100 m de hauteur et sollicités par le vent
s’exerçant sur de gigantesques pales nécessite
l’implantation de socles de plusieurs centaines de tonnes de béton
armé enfoncés en terre. Si l’enlèvement des parties
aériennes des éoliennes est explicitement mentionné sur la
plupart des contrats, ceux-ci sont généralement discrets sur le
démantèlement de ces énormes blocs de béton.

Kyoto
et la place de l’énergie éolienne

L’énergie
éolienne contribue à limiter la production de gaz carbonique,
notamment dans les pays où l’électricité est
essentiellement produite à base de ressources fossiles. C’est le
cas du Danemark où l’éolien réduit de 18 % la
production d’électricité à partir de charbon et,
à un degré sensiblement moindre, de l’Espagne et de
l’Allemagne. A l’inverse, lorsque la part des énergies
fossiles dans la production d’électricité est faible (cas
de la Suède, de la Suisse et de la France), l’éolien ne
permet pratiquement pas de réduire les rejets de CO2.

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5.
L’EXPÉRIENCE ALLEMANDE

L’expérience
allemande[22]
est la plus significative en Europe et au monde, et mérite à
ce titre qu’on s’y attarde.

Situation actuelle

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

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

Prévisions en 2030

Les emplacements se
faisant rares, l’accroissement du parc éolien repose sur un
« Repowering », remplacement
des anciennes petites éoliennes (30 à 500 kW installées
dans les années 90) par de plus puissantes (2,5 à 3,5 MW, 150m de
haut) et, à partir de 2010, un accroissement considérable de la
puissance avec un objectif de 36 à 42 000 MW en 2030, dont 20
à 25 000 MW offshore.

La durée
d’utilisation annuelle en mer est estimée à 4000h dans la
zone utile de 10 à 20m/s (35 à 70 km/h). Cependant les
coûts de construction en mer et des lignes HT en courant continu pour
acheminer l’énergie jusqu’à la terre ferme sont si
élevés que l’auteur doute de la rentabilité de
l’éolien marin.

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

100 km des côtes, et un projet pilote de 60 MW a été
engagé à Borkum-West pour un montant de
125 à 140 M€.

Expérience
d’exploitation

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

5800 MW éoliens répartis dans toute l’Allemagne.

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

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L’électricien
KEV (Région de l’Eifel) s’appuie sur une puissance de 73 MW,
où l’éolien peut atteindre 50 MW selon une courbe de
disponibilité analogue à la précédente. Il souligne
que l’éolien n’a rien fourni par exemple le 17
décembre 2001, un jour de pic de la demande. En novembre de cette
même année, la puissance est passée d’un jour
à l’autre de 0 à 50 MW.

Ces deux exemples
illustrent la difficulté d’insérer harmonieusement dans le
réseau la contribution très fluctuante de l’éolien
sur l’année.

Quelques
données économiques

La subvention annuelle
à l’éolien représente 1,3 G€ (milliard
d’Euros), et s’élèvera à 3,5 G€ lorsque
l’éolien fournira 10% de l’électricité.

Les électriciens
allemands sont tenus d’acheter à 85 €/MWh
(soit 3 fois le coût de l’électricité classique) tout
le courant produit par les éoliennes, y compris aux heures où il
n’y a pratiquement aucune demande.

E.ON prévoit un
budget de 850 M€ en 2016 en achat d’électricité pour
compenser les défaillances de l’éolien, plus 550 M€
pour le réseau de transport et distribution de l’éolien.

A ce même horizon,
l’électricien RWE prévoit de son côté la
construction en thermique classique (ou l’approvisionnement en
importation) de 400 MW pour suppléer aux défaillances de
l’éolien.

Les accidents
d’éoliennes sont relativement fréquents, entraînant
des indemnisations de 45 M€ par les assurances, pour une prime globale de
30 M€, l’incidence étant de 3€ par MWh.

S’il est à
peu près possible de prévoir les variations de vent d’un
jour à l’autre, il est en revanche impossible de les
prévoir à long terme, d’où la
nécessité de puissance de réserve (thermique), notamment
pour les périodes anticycloniques d’hiver, où la puissance
appelée est à son maximum et les éoliennes … en
drapeau.

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Conclusion

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

Ø    Peu
d’électricité produite (20 TWh
soit 4 % de la production allemande) en raison de la faiblesse du vent pour les
installations à l’intérieur des terres,

Ø    Coût
élevé pour la collectivité,

Ø    Nécessité de
dimensionner le parc de production thermique pour faire face aux jours sans
vent, fréquents notamment en hiver,

Ø    Difficultés pour
faire face aux variations rapides de charge (en période creuse, le
dispatching peut d’ores et déjà devoir faire face à
des variations de charge de 10 % par minute).

Il apparaît
clairement au vu des exemples donnés que
l’électricité éolienne n’est pas une
électricité décentralisée, car elle a besoin
d’être secourue par un réseau THT puissant et, dans
certaines conditions, de déverser son trop plein de production dans un
réseau THT.

Les projets de
développement massif de l’éolien en mer suscitent de fortes
réticences, malgré l’intérêt d’y
bénéficier de conditions de vent beaucoup plus favorables, pour
les raisons suivantes :

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

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

Ø    Risque de perte
simultanée de milliers de MW en cas de tempête en Mer du Nord
nécessitant la mise à l’arrêt de l’ensemble du
parc.

L’éolien a
atteint en Allemagne un niveau tel que les oppositions, parfois violentes,
s’intensifient, comme en témoignent
« Libération » du 25 août 2005 ou un
numéro de 2003 du « Spiegel » qui qualifie
l’éolien de « Saccage du paysage
hautement subventionné ».

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6.
L’ÉOLIEN EN FRANCE

Cadre réglementaire

Le cadre réglementaire du
développement de l’éolien en France en vigueur ces
dernières années[24]
est défini dans la loi N° 2000-108 du 10 février 2000 et
repose sur les  dispositions
générales suivantes qui restent en vigueur
jusqu’en février 2007 :

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

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

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

-
Obligation d’achat par EDF de
l’électricité produite à un tarif
préférentiel fixé par arrêté
ministériel pour les parcs de puissance inférieure à 12
MW.

C’est au niveau des régions et des départements,
dans le cadre des enjeux locaux d’aménagement du territoire, que
sont définies les contraintes auxquelles sont soumises les implantations
de projets éoliens.

A
l’échelle de la région un schéma régional
éolien peut être mis en place (ce n’est pas une obligation)
indiquant les secteurs géographiques les mieux adaptés à
l’implantation d’éoliennes. Ce document qui se limite
à émettre des recommandations relatives à la recherche des
sites n’a pas de portée réglementaire.

Au niveau
du département, un schéma départemental éolien,
établi à partir de données techniques, environnementales
et patrimoniales du département, permet de définir et de
répertorier :

- Des
« territoires  protégés » qui
répondent à des servitudes techniques, environnementales ou patrimoniales
bien identifiées et où toute implantation
d’éoliennes est interdite.

- Des
« territoires très sensibles » à fortes
contraintes, où les maîtres d’ouvrage devront
démontrer la compatibilité de leur projet avec les enjeux du site
choisi.

En fait ces schémas
éoliens, élaborés sur des critères variables
d’un département à l’autre, sont des documents de
préconisation qui ne conduisent pas à un choix d’espaces
susceptibles d’accueillir dans de bonnes conditions des fermes
éoliennes. Les dossiers de permis de construire qui comprennent
l’étude d’impact réalisée par le promoteur, et
le rapport d’enquête publique sont soumis à l’avis des
différents services de l’État et normalement à la
commission départementale des sites, avant transmission au Préfet
pour décision.

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La situation

Le nombre de ces dossiers
a littéralement explosé[25] depuis
l’adoption en 2001 de la tarification très contraignante
d’achat du kWh imposée à EDF.  C’est sans véritable cadre
juridique que les différents services de l’État doivent
instruire ces dossiers, dont le contenu est le plus souvent insuffisant pour
permettre de donner un avis solidement argumenté, laissant ainsi la
place aux pressions de toutes sortes. C’est ainsi que les projets,
généralement soutenus par les municipalités très
motivées par la manne de la taxe professionnelle[26],  s’imposent souvent sans
réelles justifications.

Les réactions de
l’opinion

Ce contexte donne
naissance à des réactions souvent très négatives des
populations concernées qui cherchent alors à faire obstacle aux
maires et aux investisseurs.

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

-  Au niveau des riverains pour qui la vue
ou la proximité d’une ferme éolienne portent une forte
atteinte au paysage familier, ressentie comme une agression, et qui
entraîne en outre une dépréciation[27] du
patrimoine immobilier, à la location comme à la vente. Le
phénomène de « Nimby »[28]
apparaît dans toute son ampleur au rythme des dépôts de
dossiers.

- A un niveau
plus large de populations, les oppositions sont motivées par la
sauvegarde de sites emblématiques soumis à la convoitise des
investisseurs pour leur qualité aérologique (bords de mer,
crêtes dans les massifs montagneux …) et d’une façon
générale par la protection des sites touristiques paysagers ou
architecturaux.

Ces oppositions
s’organisent en associations très actives qui
n’hésitent pas à attaquer les décisions
auprès des tribunaux administratifs, avec l’aide et l’appui
dans leur action de fédérations bien organisées et
très professionnelles[29]. De
nombreuses batailles sont ainsi engagées autour de sites
réputés[30].

Hormis les oppositions
mentionnées ci-dessus, qui sont essentiellement des oppositions de
terrain, l’énergie éolienne bénéficie aux
yeux du grand public, en France comme ailleurs, d’une bonne image. La
plus populaire des énergies renouvelables, elle est parée, de
façon un peu imaginaire, de toutes les vertus écologiques bien
sûr : propreté, proximité... mais aussi
économiques : ressource inépuisable et gratuite. Elle est
très activement soutenue par les "Verts" qui la
présentent couramment comme « alternative au
nucléaire » : Le slogan « Plus
d’éoliennes, moins de nucléaire » fait recette
auprès d’un large public pour lequel le nucléaire
n’est pas totalement accepté, tonalité soutenue par la
plupart des médias.

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Les dispositions de la nouvelle
loi sur l’énergie

Face à cette situation peu satisfaisante, une certaine
réaction est apparue au niveau politique, et de nouvelles dispositions
concernant le développement de l’éolien ont
été prises à l’occasion de la loi n° 2005-781 du
13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique
énergétique.

La principale modification apportée par cette loi, est la
définition au niveau des départements, de « zones de
développement de l’éolien », prenant en comptes
leur potentiel éolien, les possibilités de raccordement aux
réseaux et la protection des sites et des paysages. Ces zones sont
proposées par la ou les communes dont tout ou partie du territoire est
compris dans le périmètre proposé. Les propositions
précisent la fourchette de puissance pouvant y être
installée et sont accompagnées de tous les éléments
permettant d’en apprécier les différents aspects techniques
et environnementaux. La décision appartient au préfet du
département, après avis de la commission départementale
des sites et paysages et des communes limitrophes à celle (ou celles)
ayant déposé la proposition. Aucune limite minimale ou maximale
de puissance n’est imposée, mais tout projet d’implantation
de machines dont la hauteur de mât dépasse 50 mètres est  soumis à ces dispositions.
L’acceptation du dossier entraîne, de facto,
l’obligation d’achat dont la tarification est inchangée.

Afin de tenir compte du long
délai d’étude des projets et de préparation des
dossiers, il est prévu que les dispositions de la loi antérieure
restent en vigueur pendant deux ans après la publication de la nouvelle
loi.

La place de l’éolien
dans la production électrique

Examinons plus
concrètement quel concours peut apporter l’éolien en
France, où la production d’électricité se
répartit entre différentes sources primaires comme suit
(année 2003) :

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

Hydraulique :
12%, à scinder en :

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

Barrages.

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

Comme
précisé précédemment, la production intermittente
et non garantie des parcs éoliens ne permet pas de les substituer en
tant que moyens de production aux centrales qui produisent de
l’énergie continue, indispensable pour la gestion et la
sécurité d’alimentation du réseau. Ce n’est
donc pratiquement que la consommation de combustible évitée,
fossile ou nucléaire, qui est à mettre au crédit de
l’éolien.

Avec
un coût moyen de production de l’éolien de 51,5 €/MWh (voir chapitre 3 « Données
économiques » ci-dessus), et après déduction
des coûts de combustible évité,

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

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

51,5 – 25 = 26,5 € / MWh en référence
au gaz naturel[31].

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La
substitution de production nucléaire par de l’éolien est
donc très largement déficitaire. Le bilan par rapport au
thermique gaz est moins défavorable et pourrait à terme
s’approcher de l’équilibre si l’on prend en compte les
externalités évitées (notamment le CO2),
évaluées pour la filière à 14€ / MWh, et si les prévisions de réduction de
coût de la filière éolienne se réalisent. La hausse
du prix du gaz devrait également conforter la tendance.

Compte tenu de
la structure du parc de production national où la faible part de la
production thermique fossile est nécessaire pour assurer les pointes de
consommation et la sécurité de l’alimentation du
réseau, l’essentiel de la production éolienne se substitue
en fait, en France métropolitaine continentale, à du
nucléaire. Le bilan, au plan national, est donc économiquement
très négatif et ne présente que très peu
d’intérêt pour la qualité de l’air et la lutte
contre l’effet de serre, la consommation de combustible fossile ne
pouvant être significativement réduite. Cette situation explique
le lent démarrage de l’éolien en France, comme dans les
pays ayant peu recours au thermique (Suède, Suisse, Canada …) et
les maigres résultats du plan « Eole 2005 » lancé
en 1996.

C’est
à partir de 2001, pour les raisons déjà évoquées,
que le nombre de projets s’est multiplié, portés souvent
par des promoteurs étrangers mais aussi par de nouveaux promoteurs
français[32],
tandis que les équipements sont en majorité importés[33].
Malgré le délai de 3 ans en moyenne entre le début
d’un projet et sa mise en service, les objectifs officiels sont
aujourd’hui de 2000 MW installés en 2007 et de 5000 MW en 2010.

Les dispositions tarifaires
mises en place (précisées dans le chapitre 3) conduisent à
un prix moyen d’achat par EDF sur les 15 premières années
d’exploitation d’un site, d’environ 30% supérieur au
coût de production de la filière. En fonction de la qualité
du site, cette marge  offre à
l’investisseur une rentabilité moyenne de 20% après
impôts, tandis que le surcoût du prix d’achat par rapport au
prix de revient moyen des autres sources est refacturé par EDF aux
abonnés[34].
Si l’objectif de 5 000 MW d’éoliens installés en
2010 est atteint, le montant total ainsi refacturé atteindra cette
année-là 540 millions d’euros[35], tout
ceci pour une production d’électricité inférieure
à 2,5% de la consommation nationale.

Comme le
dénonçait la CRE dès 2001[36], le
tarif d’achat de la production éolienne est trop
élevé. Il procure une rentabilité excessive aux
investisseurs et engendre un surcoût anormal à la charge du
consommateur.

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Rappelons
aussi le surcoût annuel de 17 M€ à la charge des
consommateurs français pour les 105 MW du premier projet français
offshore (voir chapitre 3).

On doit d’autre part remarquer que
la France étant exportatrice d’électricité vers des
pays voisins gros consommateurs d’énergie fossile, notre
production éolienne se substitue, in fine, à
l’échelle européenne, à de la production thermique
fossile. L’éolien français trouve ainsi une certaine
justification au niveau de l’Europe, mais la charge correspondante
devrait en toute rigueur être supportée par les pays importateurs
plutôt que par les consommateurs français.

L’avenir ?

Au-delà de cette
anomalie on ne peut conclure sur le développement de
l’éolien en France sans se pencher sur la structure du parc de
production de demain, ou plus simplement sur la place du nucléaire.

Si la structure actuelle
se maintient, c’est à dire une production de base essentiellement
nucléaire, un développement volontariste de l’éolien
ne se justifie pas à l’échelle nationale.

Il pourrait en revanche
se justifier à l’échelle européenne si des
réductions de coûts significatives se réalisaient sur la
filière. Cela reviendrait à tirer profit du potentiel
éolien de la France pour réduire la consommation
européenne d’énergie fossile, sous réserve
qu’il n’en résulte aucun surcoût pour le consommateur
français ni aucune détérioration inacceptable de notre
patrimoine paysager ou historique.

En revanche, si la politique
énergétique française devait s’orienter vers moins
de nucléaire ou son abandon à terme, quel que soit le
développement de l’éolien, la France devrait, à plus
ou moins brève échéance, revenir à plus de
thermique fossile pour faire face à ses besoins. Ce type de situation
serait bien difficile à gérer si l’on se fixe vraiment
comme objectif prioritaire de réduire les émissions de CO2,
raison d’être des engagements de Kyoto, à l’origine de
la directive européenne favorisant les énergies renouvelables.

Enfin un aspect important
concernant l’éolien en France est son impact
environnemental ; La France dispose en effet d’un patrimoine
touristique de grande valeur qui représente beaucoup d’emplois et
constitue un enjeu essentiel de notre économie.

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

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Conclusion

Si l’on s’en
tient à la France continentale, l’éolien industriel
n’a pas de justification économique et n’apporte
pratiquement rien au bilan des émissions de gaz carbonique. Pire, un
développement important rendrait nécessaire la mise en place de
capacités thermiques supplémentaires pour assurer la
relève de l’éolien pendant les pannes de vent (au moins 2/3
du temps), avec émissions de gaz à effet de serre, ce qui
n’est évidemment pas le but recherché.

Le développement
de l’énergie éolienne n’est dû
qu’à une politique artificielle de subventions, coûteuse
pour le consommateur, poussée principalement par les opposants au
nucléaire qui le présentent à tort comme une alternative
à celui-ci.

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

De par sa façade
atlantique, la France dispose de gisements éoliens intéressants.
Vu au niveau européen un développement (bien conçu et
respectueux des sites) de ces gisements pourrait, par le biais des exportations
d’électricité, éviter l’émission de gaz
à effet de serre chez nos voisins dont la production de base reste
thermique. Mais est-ce au consommateur français qui en subira les
conséquences de payer la note ?

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[1] Le « Groupe de
Réflexion sur l’énergie et l’environnement au XXIème siècle « GR21 » rassemble (sous
l’égide de la SFEN*) une centaine de scientifiques,
ingénieurs, économistes, chercheurs et médecins qui ont
exercé pendant de longues années des responsabilités dans
l’industrie ou la médecine nucléaires, et ont engagé
une réflexion approfondie sur les problèmes
énergétiques et environnementaux. Dégagés de leurs
obligations professionnelles, ils s’expriment en toute liberté.

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

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

[3]  6 TWh sur 34
consommés ; mais une partie des 6 TWh est
probablement exportée vers l’Allemagne en période de faible
consommation danoise et fort vent. En Allemagne, 20 TWh
« éoliens » sur une consommation totale de 500 TWh.  1 TWh (térawatt-heure)
représente un million de MWh (mégawatt-heure), soit un milliard de kWh.

[4] 78 parcs regroupant 628
éoliennes.

[5]
Arrêté ministériel « Cochet » du 8
juin 2001

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

[7] Le Maroc a déjà
engagé un programme éolien relativement important avec notamment
le parc de Koudia Al Baïda
à 20 km au nord de Tetouan, où sont
installées 84 machines de 600 kW en service depuis 2001 (parc
réalisé par une société à capitaux
français, dont EDF à 49 %).

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

[9]
Conseil général des Mines : rapport n° 04-5 sur la
sécurité des installations éoliennes- juillet 2004.
Disponible sur le site www.cgm.org

[10]
DGEMP-DIDEME Coûts de référence de la production
électrique- Deuxième partie : moyens de production
décentralisés. 15/10/2004. Version pdf
téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr (dgemp/publications)

[11] En France, la production et les facteurs
de charge sont publiés mois par mois et site par site (voir www.suivi-eolien.com/francais/SUIVI/SVFranceE.asp).
La production a été équivalente à 1960 heures
à pleine puissance en 2003, 2130 h en 2004 et sera de l'ordre de 2000 en
2005. Ces valeurs sont nettement supérieures à celles
enregistrées en Allemagne.

[12]  Pour l’éolien offshore, les
Danois et les Allemands se basent sur un surcoût du MWh
de l’ordre de 30 %, dû aux difficultés de montage et de
maintenance, et aux coûts de raccordement au réseau.

[13] DGEMP-DIDEME :
« Coûts de référence de la production
électrique ». Décembre 2003. Version pdf
téléchargeable sur le site : www.industrie.gouv.fr  (DGEMP/publications). Le gaz y est
estimé à 3,3$/MBTU et le charbon à 40 €/t, mais les
rejets de CO2 ne sont pas pris en compte.

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

[15]
Ces dispositions permettent à un investisseur avisé, avec un parc
croissant, d’économiser la totalité de son impôt sur
les sociétés. Un perte pour l’Etat finalement à la
charge du contribuable.

[16]
Avis de la Commission de Régulation de l’Electricité en
date du 5 juin 2001 –version pdf
téléchargeable sur le site
www.cre.fr
(délibérations)

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

[18]
Notons qu’il faut aussi disposer d’une puissance
« conventionnelle » presque aussi importante pour
suppléer les éoliennes pendant les 80% du temps où le vent
fait défaut.

[19] Cette qualité constitue un
avantage essentiel dans des pays bien ventés comme la Grèce
comportant de nombreuses îles, où l’éolien se
substitue en partie aux diesels, jusqu’alors seule source d’électricité,
qui entraînent une pollution massive de la mer Égée.

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

[21] Très sérieusement les
californiens utilisent une nouvelle unité : le
« nombre d’oiseaux tués par MW et par an » − sic −. Ce chiffre (0,05) devrait, selon les
promoteurs d’éoliennes, diminuer : les oiseaux (tout au moins
ceux qui ont réchappé !) modifieraient à la longue
leurs trajets migratoires.

[22]
Extrait de « International Journal Energy Technology and Policy », Vol 3, 1er semestre 2005,
par Helmut Alt, Ingénieur électricien,
ancien chef de département à la RWE.

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

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

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

[26] Une centrale de 5 éoliennes de 2
MW rapporte par an : 60 000 € à la commune, 60 000
€ au département, 12 000 € à la région,
15 à 25 000 € au propriétaire du terrain. Source
EDF.

[27]
Généralement estimée à 30%

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

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

[30] Les Abers bretons, mont Mézenc,
abbaye de Fontfroide, château de Touffou, site
historique d’Azincourt, site de Fécamp.
On peut multiplier les exemples.

[31]
Ce calcul ne vaut qu’en
métropole continentale ; dans les îles (Corse, DOM TOM), la
référence est le fioul brûlé dans des groupes
électrogènes (rendement 25 %), et l’éolien a plus de
chances d’y être compétitif.

[32]
EDF a créé une filiale – SIIF Energies -  consacrée aux éoliennes
qui a l’intention de prendre 30% du marché français et qui
travaille aussi à l’étranger.

[33]
Les deux principaux constructeurs français qui sont Jeumont Industrie et
Vergnet S.A. ne figurent pas parmi les dix premiers
constructeurs mondiaux.

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

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

- surcoût
facturé par MWh éolien:
écart entre prix d’achat du MWh
éolien et prix de revient du MWh
nucléaire : 83,8 €
-  30 €  = 53,8 €/MWh

- énergie
éolienne produite en 2010: puissance éolienne prévue
5 000 MW  x nombre annuel d’heures
à pleine puissance 2 000 heures ( suivant statistiques des 3
dernières années ) = 10 000 000 MWh.

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

.

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