Le coût d’un parc offshore, un enjeu pour les prochaines décennies

FavoriteLoadingAjoutez cet article à vos favoris
Print Friendly, PDF & Email

Si aujourd’hui le montant d’investissement moyen d’un mégawatt d’éolien terrestre tourne autour de 1,3 million d’euros, il est en revanche plus compliqué de définir le coût moyen d’un mégawatt d’éolien offshore. Au delà du surcoût d’un parc offshore, les investissements varient du simple au double — entre 2 et 4 millions par MW installé — d’un projet à l’autre, et sont tributaires du vent, de la mer, des vagues, de la profondeur d’eau, de la distance des côtes…

Le futur parc danois Anholt par exemple, développé par le danois Dong Energy, présente un coût de 3,35 millions d’euros le mégawatt. Le projet français des Deux Côtes mené par La Compagnie du vent oscille entre 2,3 et 3 millions le mégawatt suivant les variantes choisies.

« Le développement d’une ferme d’éoliennes en mer présente tellement de paramètres différents qu’il est impossible de définir des repères » explique Jacques Feer, responsable du développement France chez Dong Energy, leader dans le développement de parcs éoliens. Un avis partagé par Jean-Mathieu Kolb, directeur offshore de la Compagnie du vent (GDF Suez), qui souligne « qu’en matière d’éolien offshore, il y a une grande part de sur-mesure. »

Tout l’enjeu des tarifs de rachat…

L’avenir du secteur repose en partie sur le niveau du tarif de rachat d’électricité produite, obtenu par les développeurs sur leur projet, véritable critère de rentabilité des parcs. « En France, il existe un tarif garanti de 13 centimes le kWh » note Jean-Mathieu Kolb, hors appel d’offres.

Ramboll©

Au Danemark, le marché fonctionne par appel d’offres sur des sites sélectionnés par l’Etat, et le tarif de rachat proposé par chaque candidat (pour un nombre d’heures de production donné) fait office d’arbitrage. Dong a ainsi obtenu un tarif sur Anholt de 14 centimes par kWh, pour une production prévue de 20 TWh sur plusieurs années, soit un retour prévu à terme de 2,8 milliards d’euros. L’investissement de ce parc est estimé à 1,34 milliard d’euros.

Les premiers projets de Dong au Danemark affichent une rentabilité moins évidente, comme Horns Rev 2 par exemple, avec un tarif de 7 centimes.

…et la question du raccordement

En France, sur le projet promu par la Compagnie du vent, « le retour sur investissement est prévu sur 9 à 10 ans » note Jean-Mathieu Kolb. Si la variante du projet à 700 MW est retenue, le parc représentera une production annuelle de 2,34 TWh. A un tarif de rachat de 13 centimes, cela représente un retour de 304 millions d’euros par an. Théoriquement, il faudrait donc 6 ans environ pour couvrir les 1,8 milliard d’euros d’investissement prévus sur cette variante.

La comparaison entre l’investissement d’un parc danois et français est très difficile. En France, comme l’Etat n’est pas (encore) planificateur, le risque du développement d’un projet offshore (et son coût), est plus important. Le coût du raccordement du parc au réseau électrique est également à la charge du développeur en France. Au Danemark, l’Etat planifie et finance le raccordement (voir ci-dessous).

En France, le tarif de rachat est-il trop bas ?

En Grande-Bretagne, où le marché est en pleine expansion, les tarifs de rachat sont très incitatifs. « Le kWh peut être acheté entre 17 et 19 centimes » explique Jacques Feer. Par comparaison, le marché français est très timide. A côté du tarif garanti de 13 centimes, les regards sont tournés désormais vers l’appel d’offres sur 3.000 MW qui doit intervenir normalement d’ici la fin de l’année. Avec les questions sous-jacentes: quel tarif de rachat ? Et qui supporte le raccordement ?

L’enjeu pour les développeurs porte également sur la réduction des coûts. Dong Energy vise ainsi a gagner en compétitivité sur différents postes de charge, comme les fondations, « un grand domaine de recherche pour le groupe » note Jacques Feer. Pour optimiser la construction des parcs, le danois regarde vers les vaisseaux d’installation, notamment avec la société danoise A2SEA, dont il est actionnaire. Dong a aussi signé un contrat cadre avec Siemens, sur la fourniture d’un volume important de turbines de 3,6 MW, pour une puissance cumulée de 1.800 MW.

Les charges d’un projet en mer, hors turbines et mâts d’éoliennes :

les études et notices d’impact en matière d’environnement, (communs au secteur onshore et offshore). La complexité de cette étape consiste à prendre en compte 3 dimensions : la vie sous l’eau, la vie sur l’eau et la vie au-dessus de l’eau.

la réalisation d’études géotechniques en mer. Elles finalisent le choix du site d’implantation et le type de fondations utilisées. « Cette étape représente plusieurs millions d’euros » confie Jean-Mathieu Kolb.

le choix du type de fondation : les monopieux (cylindres enfoncés dans le sol de la mer), les fondations gravitaires (un lourd support en béton posé sur le sol et lesté) ou multipode (trois pied qui s’enfoncent dans le sol). Le monopieu domine aujourd’hui le marché et reste l’approche la plus compétitive.

l’impact des vagues et/ou l’intensité des marées agiront sur la structure de l’éolienne et guideront ses critères de résistance.

la distance du parc vis à vis des côtes. Ce paramètre influence de nombreuses charges comme la logistique lors de la construction du parc et la base de vie du chantier, la longueur des câbles de raccordement du site au réseau, la maintenance du parc…

la profondeur de la mer où les éoliennes sont installées et les caractéristiques du sol marin. La profondeur peut varier de 5 mètres à près de 30-40 mètres. « Chaque projet est adapté à un type de fondation particulier » note Jacques Feer. Les coûts sont très variables et peuvent représenter plus de 20% de l’investissement total.

la proximité du réseau électrique. Les investissements dans le poste transformateur et le poste source, indispensable au raccordement du parc au réseau terrestre, peut s’élever à 20% de l’investissement total. Ce paramètre est très important dans l’évaluation du coût d’un parc. Au Danemark, c’est l’Etat, via la société Energinet.dk par exemple, qui prend en charge la gestion et le financement du raccordement du parc. En France, ce poste est à la charge du développeur. « La proximité d’un poste source électrique est déterminant dans notre projet des Deux Côtes » indique Jean-Mathieu Kolb.

la maintenance. Sur un parc comme Horns Rev 2, avec 91 éoliennes, deux interventions par an sont réalisées en moyenne par machine, à raison de 3 personnes pendant 2 à 3 jours. Une trentaine de personnes travaillent ainsi toutes l’années sur le parc. A côté de l’installation et du montage des éoliennes, la maintenance est primordiale, signale Jacques Feer. Les conditions météorologiques étant plus extrêmes qu’à terre, la maintenance d’éolienne en mer doit être optimale pour garantir une production maximale. Le coût annuel de ce poste est pourtant difficile à obtenir.

Turbines et mâts : seulement 50% de l’investissement d’un parc

Exemple possible de répartition des coûts - Ramboll©

Le CAPEX (investissements en équipements) peut être de 60 à 100% plus important sur un parc offshore par rapport à un parc terrestre, estime le bureau d’étude danois Ramboll Wind Energy. L’OPEX (les dépenses liées à l’exploitation) est également plus important d’un facteur 1,5 à 2, selon le cabinet.

Au final, seule la moitié de l’investissement total d’un parc offshore est constitué par l’achat des turbines et des mâts, qui représentent en revanche 80% des coûts d’un parc terrestre. Les fondations et l’installation du système de raccordement au réseau terrestre peuvent représenter en cumulé près de 40% de l’investissement du parc.