Projets de champs éoliens offshore

Parmi toutes les énergies renouvelables, l’énergie éolienne est l’une des plus intéressantes actuellement en France, notre pays disposant de gisements importants et bien répartis géographiquement. De plus, la technologie éolienne s’est fortement développée depuis plus de 20 ans puisque des pays comme le Danemark ou l’Allemagne se sont massivement tournés vers l’énergie éolienne, notamment, en ce qui concerne ce dernier, pour sortir du nucléaire. Cependant, plusieurs obstacles s’opposent au développement massif de l’éolien. Tout d’abord, le coût du mégawatt produit est l’un des plus élevés parmi les différents moyens de production électriques ce qui rend l’éolien peu rentable. Toutefois parmi les énergies renouvelables (hors hydroélectricité), c’est l’énergie la plus compétitive. Cette rentabilité faible s’explique par la prédiction difficile du vent et par l’intermittence de cette énergie, avec une production pendant un tiers de l’année pour les meilleurs gisements. D’autre part, les pollutions visuelle et sonore représentent également un frein.

Deux types d’éolien sont à distinguer : l’éolien onshore et l’éolien offshore. Pour le premier type, il s’agit d’énergie éolienne produite exclusivement sur terre par opposition au deuxième type dont la production se fait en mer, le plus souvent au large des côtes. L’éolien onshore s’est bien développé en France grâce à différentes actions incitatives et ce même s'il reste encore de nombreux gisements encore inexploités. En revanche, l’éolien offshore est encore inexploité à l’heure actuelle, alors que la France possède théoriquement le deuxième potentiel européen (après le Royaume-Uni) avec une estimation de 40 GW de puissance potentielle. L’éolien offshore permet en outre de produire plus et plus souvent que l’éolien onshore, puisque les vents en mer sont plus puissants et plus constants que sur terre. Ainsi, le facteur de charge, qui est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produit si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période (souvent l’année), est en moyenne d’environ 35 % pour l’éolien offshore contre environ 20 % pour l’éolien onshore. En outre, les problèmes de pollutions visuelle et sonore sont beaucoup moins importants voire nulles avec l’éolien offshore, puisque les éoliennes sont installées au large (distance des côtes supérieure à 10 km).

À gauche: Carte des gisements éoliens en mer autour de l'Europe (Source : windatlas)
À droite: Carte des potentiels éoliens en France (Source : sylvidra)

En revanche, les coûts de construction et d’entretien sont plus importants pour l’éolien off-shore. Ainsi, seuls des investissements publics ont pu conduire à l’aboutissement de projet éolien offshore en France. En effet, un appel d’offre sur 5 parcs éoliens offshore, au large des côtes normandes, bretonnes et vendéennes, a été lancé en 2011 avec un objectif de puissance de 2 000 à 3 000 MW. Ils ont été attribués en 2012 pour 4 d’entre eux à deux consortium : Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer et Fécamp pour le consortium EDF EN (Energies Nouvelles), Alstom et Dong Energy (électricien danois spécialisé entre autres dans l’éolien), et Saint-Brieuc au consortium Iberdrola Renovables (électricien espagnol spécialisé dans l’éolien) et AREVA. Le dernier champ du Tréport n’a pas été attribué. Ainsi, c’est environ 2000 MW d’énergie intermittente qui devront être intégrés au réseau national d’ici 2020. De plus, un deuxième appel d’offre a été lancé début 2013 portant sur le champ du Tréport et un nouveau champ au large de l’Ile de Noirmoutier (Vendée). Ce nouvel appel d'offre devrait rajouter 1 000 MW d’énergie intermittente à ce total.

Carte des appels d'offres attribués le 6 avril 2012

Le problème de l’intégration au réseau de ces énergies intermittentes va se poser pour RTE. En Allemagne et au Danemark ce problème a été en partie résolu par la construction de plusieurs centrales électriques à combustible fossile (charbon, gaz) venant en soutien de l’éolien lorsque celui-ci ne peut produire. Cette solution va à l’encontre de la volonté de produire l’électricité d’une manière plus respectueuse de l’environnement, puisque ces centrales produisent des gaz à effet de serre et compensent donc largement les bienfaits apportés par l’éolien.

Une solution à ce problème d’intermittence est de stocker l’énergie en masse. Le principal intérêt d’une STEP est de stocker l’énergie rapidement sans trop de perte. Cette capacité de stockage rapide est très intéressante pour pouvoir « lisser » l’intermittence des énergies renouvelables. En effet, l’intérêt du stockage en masse de l’énergie est double puisque cela permet d’une part, de compenser les moyens de production intermittents lors de périodes où ils ne peuvent produire ; d’autre part, cela permet de conserver l’énergie produite par ces moyens de production intermittents lorsque la demande est inférieure à la production ou lorsque cette production n'a pas été prévue.

Il n'est pas envisageable de fixer pour le projet de STEP marine une puissance cible permettant d'absorber la puissance cumulée de l'ensemble des projets éoliens offshore. En effet, cela aboutirait à une puissance comprise entre 2 et 3 GW ce qui, pour une chute d'environ 100 m, est surdimensionné. En revanche, il est possible de dimensionner cette puissance cible pour le parc éolien de Fécamp qui est proche du site retenu pour notre projet de STEP marine. Ainsi, une puissance de 500 MW au minimum serait intéressante et permettrait d'absorber si besoin l'intégralité de la puissance nominale du parc éolien offshore de Fécamp. Par ailleurs, cette puissance de stockage permettrait de contribuer de manière significative au lissage des énergies intermittentes globales du réseau.

 

Page éditée par Fabien Higounenc et Matthieu Sécher