Le prix de l'éolien off shore.

11 Janvier 2012

Le coût d’une éolienne off shore est considérablement plus élevé que celui d’une machine terrestre. Ce surcoût tient aux particularités de l’off shore:

- frais d’étude plus élevés à cause du milieu hostile et des contraintes supérieures.

- Coût important de l’ancrage par des fonds pouvant atteindre quarante mètres. Nécessité de faire appel à des entreprises de haute technicité spécialisées.

- Coût plus important pour le mât qui doit résister aux intempéries et à l’atmosphère marine, et ce pendant vingt années.

- Coût plus important pour le montage des éléments, qui nécessite des engins spécialisés pour travailler en mer, et du personnel en rapport.

- Coût plus important pour le matériel de production, qui doit fonctionner pendant vingt ans en atmosphère marine très corrosive.

- Coût très important pour le raccordement qui se fait par des câbles sous-marins.

- Coût important des installations terrestres et portuaires nécessaires à la gestion du parc off shore.

- Coût augmenté des primes d’assurance, qui tiennent compte des risques inhérents à l’environnement maritime avec ses sinistres particuliers.

Pour toutes ces raisons le coût d’investissement d’un parc éolien off shore est estimé à trois millions d’euros par MW installé, soit quasiment le double d’une installation terrestre.

Les coûts d’entretien et de maintenance sont également beaucoup plus élevés que sur terre, pour les mêmes raisons.

A une puissance nominale installée de 1 MW correspond une production annuelle de 8,76 Gwh à 100% de facteur de charge.

Le facteur de charge Fc est très variable. Il dépend du régime des vents, lequel ne peut être prévu qu’avec une large approximation. On dispose aujourd’hui d’indications sur les valeurs moyennes de Fc, telles qu’elles ressortent de l’analyse de production des parcs déjà installés.

Pour des éoliennes terrestres, Fc est compris entre 15 et 20%. En off shore les vents sont plus forts et plus réguliers, Fc est de l’ordre de 30 à 40%.

Rappelons que Fc atteint plus de 80% pour une centrale classique.

En off shore, une puissance installée de 1 MW pourra donc fournir une production annuelle de 2,6 à 3,5 GWh, soit 50 à 70 GWh en vingt années d’exploitation.

Ceci pour un investissement de départ de 3 millions d’euros.

Cet investissement, réparti sur vingt ans, représente donc une charge de 43 à 60 euros par MWh produit.

Pour obtenir le coût global de production il faut ajouter un certain nombre de postes:

- Les frais financiers relatifs à l’investissement de départ ( coût de l’emprunt).

- Les provisions pour le démantèlement.

- Les coûts d’exploitation.

- Le coût des installations portuaires.

- le coût des moyens maritimes de transport.

- Les coûts de maintenance.

- les coûts des réparations.

- Le coût des assurances.

- Les taxes et redevances diverses.

- les frais commerciaux.

Le tout conduit à un prix de revient qui ne doit pas être très loin de 100 euros le MWh.

L’industriel n’étant pas un mécène, il y a lieu de prévoir un prix de vente suffisant pour dégager une marge qui permettra de réinvestir et de rétribuer l’actionnaire.

C’est pourquoi, dans l’appel d’offre, il est prévu que l’industriel proposera lui-même un prix de rachat, avec un plafond de 175 à 200 euros le MWh.

Ces prix peuvent paraître exorbitants par rapport au prix actuel de 45 euros sur le marché européen, mais il faut rappeler qu’il s’agit de développer une filière industrielle dans laquelle tout est à faire ou presque.

Il ne serait donc pas réaliste de chercher d’emblée une parité avec des filières de production d’électricité déjà anciennes et parfaitement rodées.

A partir de ces projets pilotes, les industriels seront en mesure d’augmenter leurs parts de marché et d’élargir leur production, ce qui conduira à des réductions de coût.

Néanmoins, il est probable que, dans vingt ans, le MWh à 45 euros ne sera plus qu’un vieux souvenir ….