Le porteur de projet et la commission s'engagent à répondre à toutes les questions sur le projet de parc éolien en mer des îles d'Yeu et Noirmoutier.
Tous vos avis et commentaires sont soumis à une charte de modération
Mr Leyrit, président de la CNDP, a rappelé hier soir lors de la réunion d'ouverture du débat public que la CNDP veillait à ce qu'un débat public soit transparent et que le maître d'ouvrage se devait de mettre à disposition du public toutes les études qui permettant la compréhension du grand public. FNE Pays de la Loire demande (de nouveau) à ce que toutes les études finalisées à ce jour et en particulier la note D12 constituant la partie "environnement" de la réponse du maitre d'ouvrage à l'appel d'offre lancé par l'État soient mises à disposition du public. Pourquoi le maître d'ouvrage ne le souhaite pas ?
La note D12 que vous évoquez sur les impacts environnementaux a été remise par le maître d’ouvrage lors de la réponse à l’appel d’offres de l'Etat et comporte en annexe des études réalisées jusqu’en 2013. Cette note est confidentielle, conformément aux règles de l’appel d’offres.
Dans un souci d’information du public et de transparence, des synthèses des études sont disponibles sur le site internet du débat public ou en format papier à disposition du public lors des ateliers et réunions publiques. Le maître d’ouvrage approfondit actuellement ces études et en mène d'autres. La liste est consultable à la fin du dossier du maître d’ouvrage. L’intérêt de publier des études incomplètes étant limité, seules des synthèses ont été réalisées, qui s’attachent notamment, dans un soucis de pédagogie, à présenter les protocoles des études déjà menées.
Les études en cours vont permettre de rédiger l’étude d’impact du projet que le maître d’ouvrage fournira aux services instructeurs de l’Etat et soumettra à l’enquête publique. Cette étude d’impact reprendra l’ensemble des études environnementales qui auront été réalisées. Elle consiste en l’établissement d’un état initial de la zone (avant l’installation du projet), la qualification des impacts attendus et la proposition d’un plan de mesures visant à éviter, réduire ou compenser ces impacts sur l’environnement et les activités existantes. Le public pourra consulter cette étude d’impact au moment de l’enquête publique.
Pour plus d’informations sur la procédure d’enquête publique nous vous invitons à consulter ce contenu.
Le démantèlement est prévu dans le cahier des charges du maître d'ouvrage. Ce démantèlement comprend t'il tous les éléments ? Les jackets, les nacelles, les pales, le poste électrique, les cables du parc et ceux qui le relient au continent ou seulement une partie de ces éléments ? Que se passe t'il si l'entreprise fait faillite ou est revendue à un groupe mondial qui ne se sent pas tenu par le cahier des charges ? Qui prendrait alors en charge le démantèlement ? Pouvez-vous nous apporter des précisions sur ce qu'est la réserve du démantèlement ?S'agit-il d'une somme mise en réserve et placée dès l'installation du parc éolien ? Ou bien ce fond est-il provisionné petit à petit durant la durée de vie du parc éolien ? Est-ce que ces fonds sont comptabilisés dans le coût global de deux milliards annoncés ?
Les parcs éoliens en mer sont soumis à une obligation de démantèlement dans le respect de l’environnement, en vertu de l’autorisation délivrée au titre de la Loi sur l’eau [1] et de la Concession d’utilisation du domaine public maritime. Ainsi, le démantèlement s’applique aux éoliennes, à leurs fondations et aux câbles de raccordement ainsi qu’au poste électrique de livraison.
Comme le stipule le cahier des charges de l’appel d’offres, l’exploitant est légalement responsable et a l’obligation de provisionner dès la mise en service du parc une garantie de démantèlement, pour un montant fixé par l’Etat à 50 000 € par MW installé (soit 25 millions d’euros pour les 496 MW du parc). Il s’agit d’une somme provisionnée dans les comptes du maître d’ouvrage pour toute la durée d’exploitation du parc comme l’exige la loi. A cet effet, le cahier des charges précise que « les garanties financières prennent alternativement ou cumulativement la forme : d’un cautionnement solidaire délivré par un établissement de crédit ou une entreprise d’assurance, bénéficiant du premier échelon de qualité de crédit établi par un organisme externe d’évaluation de crédit reconnu par l’Autorité de contrôle prudentiel, conformément à l’article L.511-44 du code monétaire et financier, ou par une des institutions mentionnées à l’article L.518-1 du Code monétaire et financier ou d’une consignation volontaire ou d'un dépôt affecté à titre de garantie, réalisé(e) sur un compte ouvert dans les livres de la Caisse des Dépôts et Consignations » [2].
Le cahier des charges de l’appel d’offres prévoit en outre qu’avant la mise en service de chaque tranche de l’installation, le candidat retenu doit transmettre au préfet ayant délivré l’autorisation d’occupation du domaine public maritime un document attestant la constitution de garanties financières [3] renouvelables pour la tranche considérée. La nature et le montant de ces garanties financières doivent permettre de couvrir les coûts du démantèlement et de la remise en état du site après exploitation, à hauteur du montant des travaux nécessaires que le candidat doit prévoir dans son offre.
Enfin, le coût du démantèlement est bien inclus dans le montant du projet.
[1] Extrait du cahier des charges de l’appel d’offres : Lorsque des installations, ouvrages, travaux ou activités sont définitivement arrêtés, l’exploitant ou, à défaut, le propriétaire, remet le site dans un état tel qu’aucune atteinte ne puisse être portée à l’objectif de gestion équilibrée de la ressource en eau défini par l’article L. 211-1. Il informe l’autorité administrative de la cessation de l’activité et des mesures prises. Cette autorité peut à tout moment lui imposer des prescriptions pour la remise en état du site. (Art L. 214-3-1 du code de l’environnement).
[2] Article 6.1 du cahier des charges de l’appel d’offres, sur les garanties financière pour le démantèlement.
[3] Les offres décrivent les modalités du démantèlement et de la remise en état du site, qui doit être compatible avec les activités existantes avant la construction du parc ; La mise en place de garanties financières (garantie bancaire ou consignation à la caisse des dépôts) à hauteur du montant des travaux nécessaires au démantèlement. Ces garanties sont prévues dans l’offre du candidat.
Combien consomme un moteur diésel d'éoliennes et combien cela coûte par an ?
Certains parcs éoliens en Allemagne ont dû recourir à des groupes électrogènes pour assurer l’alimentation des éoliennes avant leur mise en service. En effet, du fait d’erreurs de planification, le raccordement au réseau est intervenu plusieurs mois après l’installation des éoliennes. En France, le raccordement au réseau étant prévu en 2019, donc avant l’installation des éoliennes, l’utilisation de groupes électrogènes ne devrait pas être nécessaire.
L’éolienne Adwen de 8MW prévue dans le cadre du projet n’est pas équipée de moteurs diesel.
En fonctionnement habituel (entre 11 et 108 km/h environ de vitesse de vent), les éoliennes couvrent leurs propres besoins d’énergie (équipements auxiliaires de contrôle, de sécurité et de ventilation). La consommation d’énergie d’une éolienne représente moins de 1% de la production.
Lorsqu’une éolienne est à l’arrêt, il est nécessaire d’alimenter ses équipements auxiliaires. L’électricité nécessaire provient alors soit d’une éolienne voisine, grâce aux câbles sous-marins reliant les éoliennes entre elles, soit de la côte via la connexion au réseau terrestre.
En cas de coupure de la connexion avec le réseau électrique terrestre, les éoliennes s’arrêtent automatiquement et l’alimentation électrique est alors immédiatement reprise par des batteries équipant chaque éolienne, capables d’assurer une autonomie d’environ une journée. Dans cette situation, seuls les équipements de contrôle, de communication et de sécurité (balisage pour la navigation maritime et aérienne, par exemple) demeurent en fonctionnement, les autres équipements étant connectés ponctuellement en cas de besoin (équipements intervenant dans la préparation au démarrage de l’éolienne par exemple).
En tant qu'agent immobilier, les clients recherchent le côté nature et sauvage de l'île. Avec votre projet, vous allez "déguiser" cette nature et faire fuir cette clientèle. Conséquence : baisse des ventes immobilières, pas de ventes, pas de chantiers pour les entreprises du bâtiment. => augmentation du chômage sur l'île (vu le nombre d'entreprises de bâtiment, le travail ne sera pas assez suffisant ). Pouvez-vous m'indiquer la date à laquelle les agents immobiliers seront convoqués pour parler de l'impact sur l'immobilier ?
Le maître d’ouvrage mène actuellement une étude sur les impacts socio-économiques du projet sur les activités préexistantes sur la zone d’implantation. Dans ce cadre, l’impact sur l’immobilier sera étudié.
Cette étude dresse d’abord un état initial de la zone (voir carte ci-dessous), c’est-à-dire avant l’implantation du parc éolien, notamment à l’aide des données PERVAL et SITADEL [1] (types de biens, volume et prix des transactions) qui permettront de dresser une tendance de l’immobilier sur les dernières années.
En outre, des enquêtes de perceptions sont également en cours de réalisation, les impacts potentiels du projet sur l’immobilier découlant indirectement de l’impact visuel du parc éolien.
Ces données, appuyées sur les retours d’expérience existants, permettront d’évaluer les impacts attendus sur l’immobilier.
Cependant, les retours d’expérience des parcs éoliens en mer en Europe du Nord permettent de relativiser les impacts sur l’immobilier et le tourisme. En effet, ces retours d’expérience montrent que ce type de projet n’a pas d’incidence sur le prix de l’immobilier.
L’étude d’impacts socio-économiques devra être livrée aux services de l’Etat au plus tard le 3 décembre 2016.
En complément, vous pouvez consulter la fiche élaborée par le maître d’ouvrage sur l’impact du projet sur le tourisme.
D’autre part, au cours du débat public, plusieurs rendez-vous se sont tenus afin de débattre des impacts du projet sur l’économie locale et les activités existantes. Notamment celui du 19 mai dernier, aux Sables d’Olonne, ainsi que celui de Noirmoutier le 9 juillet dernier.
Vous pouvez retrouver l’ensemble des informations relatives à ces rencontres à partir de ce lien.
A la suite du débat public, le maître d’ouvrage devra se prononcer sur la poursuite de son projet. S’il souhaite poursuivre le projet, de nouvelles rencontres (sous forme d’ateliers thématiques ou de réunions publiques) pourront avoir lieu entre le maître d’ouvrage et les parties prenantes, afin de débattre de ces questions et d’échanger sur l’étude en cours. Dans ce cadre, des réunions de travail pourront avoir lieu avec les représentants de la profession immobilière.
[1] base de données immobilières du notariat.
Comment peut-on proposer un investissement de deux milliards qui sera démantelé au bout de 20 ans ?
La concession du domaine public maritime lorsqu’elle sera attribuée au maître d’ouvrage est de 30 ans. Le maître d’ouvrage devra envisager le démantèlement du parc quelques mois avant la fin de cette période.
Le cahier des charges de l’appel d’offres décrit les modalités du démantèlement et de la remise en état du site (qui doit être compatible avec les activités existantes avant la construction du parc), ainsi que la mise en place de garanties financières (garantie bancaire ou consignation à la caisse des dépôts) à hauteur du montant des travaux nécessaires au démantèlement. Ces garanties sont prévues dans l’offre du candidat, qui doit répondre à ces obligations :
- Il doit informer le préfet qui a délivré l’autorisation d’occupation du domaine maritime, 5 ans avant la date à laquelle il envisage de mettre fin à l’exploitation
- Il doit réaliser, au plus tard 24 mois avant la fin de l’exploitation, une étude portant sur l’optimisation des conditions du démantèlement et de la remise en état du site, en tenant compte des enjeux liés à l’environnement, aux activités, et à la sécurité maritime.
La durée d’exploitation prévisionnelle du parc éolien étant estimée de 20 à 25 ans; la période de construction est fixée à 2 – 3 ans et le démantèlement à 2 ans. Cette durée pourrait être supérieure, sous réserve du renouvellement de la concession d’utilisation du domaine public maritime.
Le plan d'affaire du maître d’ouvrage a donc été fondé sur une durée de 20 ans qui est la durée fixée par le cahier des charges de l’appel d’offres pour le prix de rachat de l’électricité produite par EDF Obligation d’Achat.
A la fin de la durée du contrat de rachat, le maître d'ouvrage aura la possibilité de vendre l'électricité produite par le parc sur le marché « ouvert » de l'électricité.
L'installation, l'enfouissement des câbles, le forage pour les ancrages, l'entretien, le démantèlement seront réalisés par des plateformes et navires gigantesques consommant énormément de gasoil, donc polluants. Un bilan carbone a t-il été fait sur la durée d'exploitation intégrant le démantèlement ?
L’installation et l’assemblage des éoliennes et des fondations nécessitent de lourds moyens techniques (navettes, jack-up et barges). Toutes ces opérations nécessitent effectivement une consommation. Les consommations en carburant (et en lubrifiant) des différents navires sont répertoriés ainsi :
- Nivellement et préparation de la zone
- Pose des câbles
- Acheminement des composants du port au site
- Installation des fondations
- Installation du poste électrique en mer
- Installation des éoliennes
- Navette pour le personnel.
Un bilan carbone du parc a été réalisé dans le cadre du projet, par le bureau d'étude BRLi. Vous pouvez consulter cette fiche à partir de ce lien.
L’exercice, appliqué au parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier, consiste à évaluer l’ensemble des émissions de gaz à effet de serre liées, de manière directe, à l’existence du parc. Cette analyse porte donc sur l’ensemble du cycle de vie du projet, depuis son élaboration et sa préparation, sur les études préalables, la fabrication des composants, le fret des différents composants, l’acheminement des moyens nécessaires à l’installation du parc, l’installation des composants, la mise en exploitation, l’exploitation et la maintenance et enfin, jusqu’à la remise du milieu dans son état initial à l’issue de l’exploitation [1].
Le bilan carbone du parc est de 689 954 t éq. CO2 pour 25 ans d’exploitation. Le facteur d’émission du kWh [2] produit par le parc est de 14,5 g éq. C02 / kWh.
Emissions de gaz à effets de serre par phases du projet.
Le temps nécessaire pour que le parc compense, par sa production d’électricité, les émissions de GES qui ont été nécessaires à sa fabrication, à son installation, à sa maintenance et à sa fin de vie est appelé le temps de retour carbone. Il est estimé à près de 5 ans si l’on prend en compte le mix électrique français.
D’après l’ADEME, le contenu carbone de l’électricité française est de 85 g éq CO2 / kWh (source : Base Carbone de l’ADEME, juin 2010).
Le parc éolien de des îles d’Yeu et de Noirmoutier produira donc une électricité 6 fois moins émettrice que cette valeur moyenne.
Voici un graphique récapitulatif des facteurs d’émission des différentes sources d’énergies en France :
[1] La méthode suivie ici (développée par l'Agence Nationale de l'Environnement et la Maîtrise de l'Energie, ADEME) utilise des Facteurs d'Emission (FE) pour la majorité des produits et traitements utilisés. Le Facteur d'Emission d'un produit intègre le notamment le bilan carbone de ses composants ainsi que l'énergie nécessaire à sa fabrication, son transport, son utilisation, etc.
[2] Pour plus d’information sur le facteur d’émission, lire la fiche de l’ADEME sur la typologie des facteurs d’émission.
Existe t-il des sociétés françaises capables d'intervenir avec des navires adaptés ou plateformes pour l'installation et l'ancrage de ce type d'éoliennes ? Si oui, est-on sur que ces sociétés françaises qui interviendront ne sous-traiteront pas à des sociétés danoises ou autres ?
L’industrie éolienne offshore nécessite des certifications exigeantes en termes de sécurité et de procédures, notamment pour les bateaux chargés de l’installation des éoliennes. Cette compétence est difficile à trouver qui plus est pour l’éolienne ADWEN de 8MW, notamment en France, où la filière de l’éolien en mer est en développement.
À ce jour et à notre connaissance, aucune entreprise française ne dispose des compétences et capacités d’installer des ouvrages de la dimension des éoliennes ADWEN 8MW.
Le maître d’ouvrage et son partenaire industriel Adwen, accompagne les entreprises locales, qui le souhaitent, pour qu’elles s’organisent et montent en compétence pour pouvoir répondre aux standards nécessaires au moment des appels d’offres. Dans le cas où les sous-traitants choisis sur des critères objectifs seraient étrangers, l’entreprise retenue sera encouragée par le maître d’ouvrage à employer des salariés français.
À titre d’exemple, lors d’une réunion du débat public du projet Dieppe-Le Tréport, un armateur de navires [1] a manifesté son intention d’armer des navires avec un pavillon français et des marins français: « c’est notre mode de fonctionnement dans le domaine maritime, avec les navires techniques que nous armons déjà. Nous transmettons cette exigence et nous appuyons fortement auprès des sociétés de projet et des donneurs d’ordres pour qu’ils jouent ce jeu-là également car nous avons malgré tout un handicap : le fait que les Anglais, les Danois, etc., ont dix ans d’avance sur nous. Je voudrais apporter le témoignage de TSM et la vision d’une PME normande de taille moyenne qui a des ambitions de développement dans l’éolien offshore. Il est certain que l’on pourra créer des emplois et beaucoup d’emplois français, car ce n’est pas notre philosophie de faire autre chose. Ce sera notre degré d’exigence de proposer des niveaux de coûts et d’emmener toutes les sociétés de projets avec nous pour qu’elles construisent des projets avec les gens du territoire et les sociétés du territoire. Je pense pouvoir attester que l’on est sur la bonne voie. Nous avons commencé à travailler sur différents projets. Concernant le projet du Tréport, nous nous mettons en route au fur et à mesure, il s’agit de former tous nos marins et l’encadrement de la société, de parler anglais, d’être certifiés, d’avoir des niveaux de sécurité et de qualité extrêmement élevés. Nous commençons sur de petites opérations. Nous investissons dans du matériel dès aujourd’hui pour être prêts dans 5, 7 ou 8 ans. Je déplore tous les jours que cela n’aille pas assez vite en France, les étrangers sont prêts à débouler avec les navires et l’expérience qu’ils ont déjà, mais il y a une volonté de nous faire travailler quand on peut, quand on a les navires. Un gros navire fait des forages au Tréport mais malheureusement aucun navire français ne peut les faire. Vous pouvez compter sur moi pour être le premier à râler auprès des projets quand un navire anglais vient et fait la taille de nos navires, alors que nous pourrions faire le travail. Notre démarche est donc celle-là. Les premières opérations que nous avons faites se sont bien passées, nous gagnons la confiance au fur et à mesure des porteurs de projets, plus cela va plus on nous confie de gros projets. Au-delà du soutien que nous apportons, sur plusieurs sujets, que ce soit la période de construction ou la période de maintenance, l’important est aussi que les projets se fassent le plus vite possible… ».
Par ailleurs, en application des articles L. 5561-1 et L. 5561-2 du code des transports, les navires battant pavillon étranger étant utilisés pour fournir à titre principal une prestation de services dans les eaux territoriales françaises sont tenus de respecter les dispositions sociales françaises prévues par le titre VI du livre V de la cinquième partie du code des transports et de respecter les obligations des L. 5522-1 du code des transports, relatives à la nationalité des équipages (effectif minimum de ressortissant nationaux ou communautaires), et L. 5522-2 du code des transports, relatives aux effectifs minimum pour la sécurité.
[1] Loïc THOMAS, Armement TSM.
1. Le prix de vente du MWh que vous avez proposé et qu'EDF a retenu, est tenu secret dans le cadre de la procédure d'appel d'offre actuelle. Vous indiquez p. 24 du Dossier du Maître d'Ouvrage, qu'il pourrait s'aligner sur le coût moyen de l'éolien en mer estimé par la Commission de régulation de l'énergie, à 200€ le MWh en 2020. Par ailleurs, dans votre réponse à la question N° 20 sur le site internet, vous écrivez que le Syndicat des énergies renouvelables prévoit que le coût de production du MWh produit à partir d'installation d'éoliennes en mer devrait atteindre une valeur située entre 100 et 120 € entre 2025 et 2030.
Question : Ces estimations vont du simple au double. Pouvez vous nous éclairer?
2. L'écart entre le prix de rachat que vous semblez supposer proche de 200€ le MWh et le coût d'investissement, qui s'élèverait à 42,10€le MWH selon vos données, semble important et recouvre soit des coûts de fonctionnement extrêmement élevés (vous ne fournissez aucune données sur ceux-ci), soit des marges bénéficiaires très importantes.
Question : Quelles informations pouvez vous apporter sur ces éléments?
3. Si le prix d'achat auquel s'est engagé EDF (pas loin de 200€ le MWH) est maintenu durant les 20 années de votre contrat, l'écart entre ce prix de rachat et le coût de revient moyen ira en croissant.
Question : Vos concurrents, européens notamment, ne risquent-ils pas de vous attaquer pour motifs de subventions déguisées et déloyales, faussant les règles de la concurrence?
1. Sur la baisse du coût de production de l’électricité éolienne
Dans son rapport dédié à la contribution au service public de l’électricité publié en octobre 2014, la commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue le coût d’achat moyen de l’électricité à 200/MWh pour les parcs issus des appels d’offres de 2011 et 2013. Ce prix inclut le coût du raccordement à terre des parcs, ainsi que leur démantèlement.
La différence entre le coût estimé par la Commission de régulation de l’énergie (sur la base des deux premiers appels d’offres) et le coût estimé par le Syndicat des Energies renouvelables repose sur la prise en compte par le SER d’un développement futur du marché de l’éolien en mer en France et en Europe. En effet, la filière, notamment en France, bien que techniquement mature, est encore en phase de démarrage et dispose d’une marge importante de réduction de ses coûts de production.
Le SER prévoit ainsi que le coût du MWh produit par des installations éoliennes en mer dont la décision d’investissement interviendrait entre 2025 et 2030 devrait atteindre une valeur située entre 100 et 120 €/MWh.
Une croissance régulière du marché européen de l’éolien en mer engendrera une baisse de ces coûts, du fait principalement :
- d’économies d’échelle sur la chaîne d’approvisionnement,
- de l’optimisation des méthodes d’installation en mer,
- de l’augmentation de la productivité des éoliennes et de la diminution des coûts d’exploitation
- d’une concurrence accrue entre les fabricants d’éoliennes et entre les spécialistes des opérations d’installation en mer.
2. Sur l’écart entre prix d’achat et coût d’investissement
L’investissement nécessaire au développement et à la construction du projet des îles d’Yeu et de Noirmoutier est estimé à 2 milliards d’euros, incluant le raccordement au réseau électrique public terrestre. Le démantèlement est prévu et provisionné dans les comptes du maître d’ouvrage tout au long de la durée d’exploitation du parc, comme l’exige la loi.
Le coût en euro du MWh doit être calculé en tenant compte des revenus d’exploitation après prise en compte :
- Des coûts d’exploitation intégrant leurs aléas
- Des frais financiers et amortissements
- Des impôts et des taxes
Il ne s’apprécie pas selon le calcul suggéré dans la question.
La taxe spécifique à l’éolien en mer est due chaque année.
Outre cette taxe (plus de 7M€ par an à compter de l'année suivant la mise en service du parc, les charges fiscales s’appliqueront au projet, notamment La redevance d’occupation du domaine public maritime qui bénéficiera à l’Etat, L’impôt sur les sociétés (IS), La contribution sociale de solidarité des sociétés (C3S).
- La taxe sur la valeur ajoutée ou contribution sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE)
- La cotisation foncière des entreprises (pour les infrastructures qui seraient installés à terre) (CFE)
- La Redevance d’archéologie préventive.
Les coûts de fonctionnement représentent un ordre de grandeur d’environ 20% des coûts complets.
Le retour sur investissement d’un projet comme le parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier dépend de nombreux facteurs :
- Le montant d’investissement initial que vous évoquez, qui s’élève à environ 2 milliards d’euros. Ce coût comprend le développement du projet, les coûts de fabrication et d’installation des différents éléments du parc et le raccordement au réseau électrique.
- Les coûts d’exploitation du futur parc : coûts de maintenance (frais de personnel, frais logistiques, pièces de rechange, ...), mesures compensatoires, taxe spécifique sur l’éolien en mer, etc.
- Le potentiel éolien du site et donc la production annuelle du parc : elle est estimée, pour le parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier, à environ 1 900GWh par an.
- Le prix de vente de l’électricité : c’est également sur le tarif que le maître d’ouvrage a proposé pour remporter l’appel d’offres que repose la rentabilité du projet.
La marge bénéficiaire après impôt permet au porteur de projet d’assurer le retour sur l’investissement et la rentabilité du projet. Il couvre en effet non seulement le montant d’investissement mais également les coûts d’exploitation du futur parc.
L’Etat a veillé à ce que la rentabilité des projets ne soit pas excessive en fixant un prix plafond pour l’achat de l’électricité (art. 5.1 du cahier des charges) et en attribuant une note importante au prix proposé par les candidats (40 points sur 100). LA compétition entre les candidats a tiré le prix au plus bas.
La rentabilité du projet rémunère l’investissement et le niveau de risque pris par le maître d’ouvrage pour la mise en place de ces ouvrages voulus par l’Etat. En effet pour ce type de projet, des risques d’ordre technologiques, réglementaires et/ou industriels existent.
3. Les subventions des énergies renouvelables et la réglementation européenne
L’écart entre le prix de rachat et le coût de revient moyen n’ira pas en croissant puisque le coût de revient moyen est figé une fois que le parc est investi.
Les objectifs de développement des énergies renouvelables fixés par l'Etat et l'Union européenne sont ambitieux (23% de la consommation finale en 2020 en France, 32% en 2030).
Afin de soutenir le développement de ces énergies et répondre aux objectifs visés, qui exigent de forts investissements initiaux sans être encore compétitives économiquement, les Etats membres mettent en place des mécanismes de soutien.
En France, l'Etat propose ainsi pour l'éolien en mer deux mécanismes incitatifs:
- Le système de tarif d'achat, d’une part, garanti sur 20 ans et fixé par arrêté ministériel ;
- Le système de l'appel d'offres d’autre part, qui permet au producteur de proposer un prix d'achat dans son offre après une procédure compétitive [1] qui permet de garantir la compétitivité des offres remises par les candidats et en particulier leur prix. A ce titre, la composante « prix » représentait 40 % de la note totale.
Les projets éoliens en mer issus de l’appel d’offres du 16 mars 2013 (comme ceux issus des appels d’offres du 5 juillet 2011) pour lesquelles les sociétés Eoliennes en Mer Iles d’Yeu et de Noirmoutier et Eoliennes en Mer Dieppe Le Tréport ont été attributaires, bénéficient du second mécanisme de soutien visé ci-dessus.
Il permet au producteur de couvrir les montants importants qui sont nécessaires pour le développement, la construction, l’exploitation et le démantèlement en fin d’exploitation des parcs éolien en mer et d’obtenir une rentabilité suffisante.
La législation européenne prévoit que les aides d’État destinées à faciliter le développement de certaines activités économiques dans l’Union européenne – comme l’énergie et la protection de l’environnement -- ne sont pas incompatibles avec les règles du marché intérieur quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun. Dans ce cadre, les projets éoliens en mer feront l’objet d’une notification par l’Etat à la Commission européenne pour garantir leur compatibilité avec les règles du marché intérieur.
[1] Conformément à l’article 8 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 (articles L. 311-10 à L. 311-13 du code de l’énergie), le producteur d’électricité qui a été retenu aux termes de l’appel d’offres, a la garantie de vendre l’électricité produite au prix proposé dans son offre à EDF Obligation d’Achat pendant la durée et dans les conditions indiquées dans le cahier des charges.
1- Le parc éolien alimentera le réseau national d'électricité, mais pourrait aussi directement alimenter l’île d’Yeu, notamment dans le cadre d’un projet de production d’hydrogène à partir de l’électricité fournie par le parc éolien. Ce projet pourrait être lié à celui d’un champs photovoltaïque sur l’ancienne décharge des Corbeaux 1ha couvrirait 25% des besoins des 4700 Islais selon les premières estimations. Et il y aurait potentiellement presque 6ha sur le site des Corbeaux, sur lesquels installer des panneaux photovoltaïques.
Question : Quelle est votre position sur ces perspectives ? A la fois concernant la production d’hydrogène et sur un projet de champs photovoltaïque ?
2- Par ailleurs la question de l’autonomie énergétique de l’île devrait me semble-t-il être envisagée comme étant un "projet de territoire" dans le cadre de la Loi de transition énergétique à laquelle vous souscrivez. Aller vers l’autonomie a pour corollaire une baisse de la consommation par un changement de mode de vie et une meilleure isolation des maisons.
Question : Serait il possible de mettre en place un atelier financé par des "compensations", pour examiner ces questions d’autonomie et d’économie d’énergie, puisque vous affirmez vouloir financer des projets participatifs locaux.
La totalité de la production électrique du parc éolien en mer des îles d’Yeu et de Noirmoutier est revendue à EDF Obligation d’Achat comme prévu dans l’appel d’offres de ce projet.
Cependant, le maître d’ouvrage soutient et souhaite accompagner les projets locaux de production ou de maîtrise de l’énergie.
Depuis plusieurs années, il travaille en concertation avec les territoires (dans le cadre des programmes Yeu 2030 et Vendée Energie Nouvelles) sur le montage du projet photovoltaïque/stockage d’hydrogène que vous évoquez, sur l’île d’Yeu, sur le site de la pointe des Corbeaux.
Le 6 novembre 2013, s’est tenue une journée de travail sur ce projet entre le porteur de projet, les élus de l’île d’Yeu, le Sydev et les équipes d’Areva Energy Storage, GDF SUEZ (devenu ENGIE) et Neoen afin d’en définir les grands axes.
Les échanges ont porté sur :
- L’état de l’art de la technologie et les grands paramètres technico- économique des différentes briques de la technologique Hydrogène : l’électrolyse, stockage d’hydrogène et production d’électricité à partir de piles à combustible
- Les applications envisageables sur l’Ile d’Yeu: alimentation d’une flotte de véhicules hydrogène, écrêtage des pointes de demande d’électricité, remplacement de groupe de secours diesel par des piles à combustible ;
- Les perspectives à long terme dans le cadre d’une production plus massive d’hydrogène à partir du parc éolien en mer ;
- Les partenaires régionaux à associer à ce projet (pôle EMC2, mission hydrogène, …)
Les échanges vont se poursuivre dans les prochains mois afin poursuivre la construction du projet.
Par ailleurs, comme il l’a rappelé lors de la réunion de clôture du débat public, le maître d’ouvrage souhaite participer à la transition énergétique locale et en particulier accompagner le travail sur la maîtrise de l’énergie en Vendée et sur des solutions spécifiques insulaires.
Aussi, la suggestion dont vous nous faites part dans votre question, concernant le financement d’un atelier pour réfléchir aux questions d’autonomie et d’économie d’énergie sera étudiée dans le cadre des suites qu’il donnera au débat (décision en janvier 2016).
Selon les réponses faites lors de la réunion du 21 juillet à l'Ile d'Yeu, il est prévu de réserver le quai du Canada au trafic maritime et automobile lié aux activités de maintenance. Aucune réponse n' a été donnée sur l'importance de ces activités et des nuisances induites. Or, le quai du Canada, lieu privilégié de promenade, avec son marché et une vue remarquable sur le port de pêche, est un élément essentiel de l'attractivité touristique de l'Ile. Par ailleurs, selon d'autres informations locales, il serait prévu de déménager le marché dans un marché couvert, surmonté de logements sociaux, dans une zone de centre ville dépourvue d’accès automobiles pratiques et de parking. Ne serait-il pas possible d'envisager une autre solution qui ne porte pas atteinte au potentiel touristique de l'Ile ?
Le maître d’ouvrage a prévu d’implanter une partie des activités d’exploitation et de maintenance sur l’île d’Yeu.
A ce stade du projet, des discussions ont déjà eu lieu entre le propriétaire des ports (le Conseil Départemental), son gestionnaire (la CCI de Vendée) ainsi que les élus locaux afin de présenter le calendrier général, les besoins en première approche et esquisser plusieurs pistes de réflexion.
Le Quai du Canada a été identifié comme l’une des possibilités présentant les caractéristiques techniques favorables au stationnement des bateaux nécessaires à l’activité de maintenance du parc éolien.
Le maître d’ouvrage démarre en ce début d’été 2015 une étude détaillée des modalités d’exploitation et de maintenance du parc éolien, épaulé par un cabinet d’ingénierie spécialisé.
Cette étude dont les résultats sont attendus à l’été 2016, prévoit :
- Une étude des espaces et infrastructures existants
- Un inventaire des différentes stratégies d’exploitation et de maintenance possibles
- Une évaluation détaillée des ports (profondeur des bassins, conditions d’envasement, accessibilité, longueur et résistance des quais, poste d’avitaillement en gasoil, accès routiers, compatibilité avec les activités existantes, infrastructures terrestres et maritimes existantes…)
- Une identification des entreprises d’opération et de maintenance susceptibles d’intervenir
- La définition de l’emplacement des infrastructures portuaires (terrestres et maritimes) et de leurs conditions d’accès déterminées en lien avec les autorités gestionnaires des infrastructures concernées.
Le lieu précis d’implantation des infrastructures portuaires et terrestres n’est donc pas finalisé à ce stade. Ces emplacements seront choisis à l’issue de cette étude détaillée, intégrant les coûts, risques et planning associés, et en étroite collaboration avec les autorités concernées (élus locaux, Conseil départemental, CCI, Conseils portuaires).
Le projet de déplacement du marché est une décision qui revient aux élus et qui ne peut, à ce jour, être liée à la localisation de la base de maintenance du parc éolien, celle-ci n’étant pas encore actée.