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Jean-Marc AGATOR
être très significativement renforcé, pour absorber une telle capacité de production
supplémentaire (jusqu’à 14 000 MW d’ici 2010), aux endroits où ce renforcement
est nécessaire.
En novembre 2001, le RTE (gestionnaire du Réseau de Transport de l’Electricité)
avait déjà enregistré un grand nombre de demandes de raccordement au réseau correspondant à un volume total de projets éoliens de l’ordre de 13 000 MW, généralement situés dans des zones de faible consommation d’électricité, suite à la publication, en juin 2001, de l’arrêté tarifaire avantageux pour l’achat du kWh éolien. Le RTE
avait alors estimé le coût total de raccordement à 3,3 G€ (22 GF), correspondant à
un coût additionnel de 25% par rapport au coût d’investissement d’une éolienne de
1 MW (1 M€) 1 .
A ce coût pourrait s’ajouter, à la charge des consommateurs d’électricité, selon
la CRE (Commission de Régulation de l’Electricité), un surcoût induit par les tarifs
d’achat bonifiés de l’ordre de 17 G€ (111 GF) dans l’hypothèse d’une application de
ces tarifs à une capacité installée de 12 000 MW, en 2010, sur le territoire national.
Cette capacité supplémentaire nécessiterait cependant aussi des besoins d’ajustement importants pour sécuriser le réseau, en raison de la difficulté, pour le gestionnaire du réseau, de prévoir la production éolienne, inhérente à la difficulté de faire
une prévision météorologique suffisamment fiable. Mais les besoins d’ajustement
(ou de mutualisation des aléas) seraient moins importants dans les zones bénéficiant de vents réguliers comme les alizés. De même, le raccordement d’installations
éoliennes offshore devrait être privilégié, car leur production est sensiblement supérieure, à puissance installée donnée, à celle des installations terrestres, à condition
qu’elle soit, dans le même temps, plus régulière et plus prévisible.
L’avenir de l’énergie éolienne en France dépendra donc de la PPI qui sera retenue
par les pouvoirs publics, notamment en termes de capacité éolienne, de renforcement du réseau et de moyens d’ajustement, et surtout de ses modalités d’application sur le territoire, compte tenu des nombreux problèmes à résoudre au niveau
local.
La loi du 10 février 2000 prévoit, en fonction du rythme et de la nature des investissements spontanés, la possibilité de procéder à des appels d’offre ou de suspendre
l’obligation d’achat, mais il faudra aussi très vite tenir compte de l’impact de la mise
en place d’un système d’échange de certificats verts (système de traçabilité et de
garantie de l’électricité verte) entre Etats membres de l’Union européenne, voire
d’un véritable marché européen de l’électricité verte pour lequel les certificats verts
seraient bien adaptés.
1 BIRAUX C. & LE DÉAUT J.Y. L’état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables.
Rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et techniques, 3415.
Jean-Marc AGATOR
être très significativement renforcé, pour absorber une telle capacité de production
supplémentaire (jusqu’à 14 000 MW d’ici 2010), aux endroits où ce renforcement
est nécessaire.
En novembre 2001, le RTE (gestionnaire du Réseau de Transport de l’Electricité)
avait déjà enregistré un grand nombre de demandes de raccordement au réseau correspondant à un volume total de projets éoliens de l’ordre de 13 000 MW, généralement situés dans des zones de faible consommation d’électricité, suite à la publication, en juin 2001, de l’arrêté tarifaire avantageux pour l’achat du kWh éolien. Le RTE
avait alors estimé le coût total de raccordement à 3,3 G€ (22 GF), correspondant à
un coût additionnel de 25% par rapport au coût d’investissement d’une éolienne de
1 MW (1 M€) 1 .
A ce coût pourrait s’ajouter, à la charge des consommateurs d’électricité, selon
la CRE (Commission de Régulation de l’Electricité), un surcoût induit par les tarifs
d’achat bonifiés de l’ordre de 17 G€ (111 GF) dans l’hypothèse d’une application de
ces tarifs à une capacité installée de 12 000 MW, en 2010, sur le territoire national.
Cette capacité supplémentaire nécessiterait cependant aussi des besoins d’ajustement importants pour sécuriser le réseau, en raison de la difficulté, pour le gestionnaire du réseau, de prévoir la production éolienne, inhérente à la difficulté de faire
une prévision météorologique suffisamment fiable. Mais les besoins d’ajustement
(ou de mutualisation des aléas) seraient moins importants dans les zones bénéficiant de vents réguliers comme les alizés. De même, le raccordement d’installations
éoliennes offshore devrait être privilégié, car leur production est sensiblement supérieure, à puissance installée donnée, à celle des installations terrestres, à condition
qu’elle soit, dans le même temps, plus régulière et plus prévisible.
L’avenir de l’énergie éolienne en France dépendra donc de la PPI qui sera retenue
par les pouvoirs publics, notamment en termes de capacité éolienne, de renforcement du réseau et de moyens d’ajustement, et surtout de ses modalités d’application sur le territoire, compte tenu des nombreux problèmes à résoudre au niveau
local.
La loi du 10 février 2000 prévoit, en fonction du rythme et de la nature des investissements spontanés, la possibilité de procéder à des appels d’offre ou de suspendre
l’obligation d’achat, mais il faudra aussi très vite tenir compte de l’impact de la mise
en place d’un système d’échange de certificats verts (système de traçabilité et de
garantie de l’électricité verte) entre Etats membres de l’Union européenne, voire
d’un véritable marché européen de l’électricité verte pour lequel les certificats verts
seraient bien adaptés.
1 BIRAUX C. & LE DÉAUT J.Y. L’état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables.
Rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et techniques, 3415.