Aspects technico-économiques du développement de l’éolien
dans le contexte énergétique français et européen

Jean-Marc Agator - CEA/Siège
Direction de la stratégie et de l'évaluation

 

La montée en puissance de l’éolien

L’utilisation de l'énergie du vent connaît depuis plusieurs années une croissance spectaculaire dans le monde, tout particulièrement dans l’Union européenne (annexe 1). La plupart des éoliennes installées dans le monde sont de conception classique (annexe 2), mais la forte croissance mondiale du marché des grandes installations terrestres s’accompagne chaque année d’une augmentation de la puissance moyenne des éoliennes nouvellement installées et, dans le même temps, d’une baisse des coûts de production.

La première raison à cette montée en puissance tient à la nécessité pour les porteurs de projets de limiter, pour un parc éolien de puissance donnée, le nombre d’éoliennes afin de réduire les coûts des fondations et du raccordement au réseau et le nombre de voies d’accès au site, de même que le nombre de points de maintenance et le nombre d’interconnexions entre machines.

Mais une deuxième raison est d’ordre technique : une grande éolienne (avec une tour haute) tire mieux parti des ressources éoliennes dans des sites peu ventés. En effet l’augmentation de la taille de l’éolienne se traduit par une augmentation du couple exercé sur les pales, donc de la puissance de la machine, tandis que la vitesse de rotation en bout de pale doit être limitée pour contenir le bruit aérodynamique dans des limites acceptables. C’est tout particulièrement le cas en Allemagne où la puissance moyenne des nouvelles machines installées s’est accrue de 780 kW en 1998 à 920 kW en 1999, puis de 1 100 kW en 2000 à 1 280 kW en 2001.

La plupart des grands fabricants d’éoliennes commercialisent déjà des machines de 1,25 à 2,5 MW. Par exemple, l’éolienne N80 de 2,5 MW de Nordex (Danemark/Allemagne) comporte un rotor de
80 m d’envergure (pales de 38,8 m) et une tour jusqu’à 80 m de hauteur (distance du sol au moyeu du rotor).

Le coût total d’investissement d’un parc éolien terrestre est de l’ordre de 1 000 €/kW mais devrait décroître encore sensiblement avec l’expansion du marché. Le coût de production du kWh éolien a aussi fortement diminué sous l’effet conjugué, d’une part de la baisse des coûts des matériels et d’installation, d’autre part des gains de productivité dus aux progrès techniques. Pour un bon site (vitesse moyenne de vent de 7 à 8 m/s) le coût du kWh est de l’ordre de 0,045 à 0,055 €.

La multiplication des grandes installations pose alors le problème délicat de la recherche de sites terrestres favorables de grande taille et de la nécessaire limitation de l’impact des éoliennes sur leur environnement naturel et humain, surtout en Europe dans les pays de petite superficie comme le Danemark ou les Pays-Bas.

Les défis de l’éolien offshore

Dans ce contexte, l’éolien offshore naissant semble beaucoup plus adapté à une croissance durable du marché. Les ressources en mer sont plus importantes que sur terre, mais surtout le vent y est plus fort et plus régulier et les grandes installations ont beaucoup moins d’impact visuel et sonore sur les populations.

Toutefois, les projets offshore sont beaucoup plus coûteux que sur terre, notamment à cause des coûts plus élevés des fondations, de raccordement au réseau, d’installation et de maintenance, et leur rentabilité n’est envisageable qu’en utilisant des grandes machines de plusieurs mégawatts réunies dans de très grands parcs jusqu’à 100 MW ou plus. De nombreux parcs offshore sont en service ou en projet notamment en Suède, au Danemark, aux Pays-bas, au Royaume-Uni et en Allemagne : le plus grand en service est celui de Middelgrunden au Danemark (40 MW : 20 éoliennes de 2 MW).

Dans la perspective du développement du marché offshore, il apparaît que deux défis majeurs sont à relever pour contribuer aux ruptures technologiques nécessaires. Le premier défi est celui de la conception d’éoliennes de très grandes tailles (3 à 5 MW) performantes, à maintenance réduite, adaptées à l’environnement marin et économiquement compétitives, sachant que de telles machines n’existent actuellement qu’à l’état de projet ou de prototype. L’allemand Enercon pourrait être le premier fabricant à mettre au point une éolienne offshore de 4,5 MW (envergure du rotor de 112 m et hauteur de tour de 130 m).

Les pales du rotor constituent un composant sensible de l’éolienne, en raison de leur très grande taille et du très petit nombre de fabricants (étrangers) sur le marché libre. L'entreprise danoise
LM Glasfiber (n°1 mondial) détenait 45% du marché des pales en 2000, en capacité de puissance nouvellement installée. De plus, faute de retour d’expérience suffisant, il n’est pas possible de d’évaluer aujourd’hui avec précision la durée de vie de l’éolienne en mer (environ 15 ans sur terre), à cause des problèmes de corrosion et des difficultés de maintenance.

Le deuxième défi est donc bien celui de l’installation des éoliennes en mer et de leur connexion au réseau, à des coûts compétitifs. Il faut alors se poser la question de la régulation de la puissance délivrée par les grands parcs éoliens et de la transmission fiable et économique de l’énergie, sous forme de courant alternatif (via un transformateur) ou de courant continu après redressement du courant alternatif. La valeur ajoutée des industriels français intervenant sur ce marché (ALSTOM, TotalFinaElf, ABB France…) se situe notamment au niveau de la connexion au réseau (en incluant la génératrice de courant et l’électronique de puissance) et de l’ingénierie offshore (en incluant la maintenance préventive à distance).

Les évolutions technologiques majeures

Le développement des éoliennes de grandes tailles constitue assurément un défi technologique majeur à relever, qui s’accompagnera d’efforts importants de recherche et développement, notamment dans les domaines des matériaux composites, de la mécanique des fluides, de la mécanique des structures et des interactions fluides-structures, et des automates de contrôle. Mais l’apparition des génératrices multipolaires à « attaque directe et vitesse variable », à la place des génératrices asynchrones classiques (annexe 2), pourrait également s’avérer déterminante sur le marché du grand éolien.

Les génératrices à « attaque directe » fonctionnent à la vitesse basse du rotor, ce qui permet de supprimer le multiplicateur, composant lourd et coûteux, et présente l’avantage de donner des machines plus compactes, avec des charges de maintenance réduites. En complément, le concept de vitesse variable du rotor, en lieu et place du concept de vitesse fixe (le plus répandu), optimise la production d’électricité, la vitesse du rotor s’adaptant en permanence à la vitesse du vent. Le courant est ensuite redressé et ondulé en aval par une électronique de puissance.

Très peu de constructeurs utilisent, à  ce jour, des grandes éoliennes qui intègrent ces deux concepts. C’est le cas notamment d’Enercon (Allemagne) et d’ABB France. Mais c’est aussi le cas de
Jeumont SA (groupe Areva), seul fabricant français de grandes éoliennes, dont l’arrivée sur ce marché est récente et qui met à profit sa créativité et sa technicité dans le secteur électromécanique au travers d’une nouvelle génération de machines électriques : les machines discoïdes.

Jeumont SA a ainsi développé une éolienne de 750 kW à « attaque directe et vitesse variable », équipée d’une génératrice synchrone innovante de technologie discoïde à aimants permanents et d’un convertisseur électronique qui permet le couplage au réseau et autorise le fonctionnement à la vitesse variable du rotor. Cette technologie de pointe unique permet d’obtenir des machines plus performantes et se distingue aussi de ses concurrentes par le concept de contrôle de puissance par décrochage aérodynamique (au lieu du calage variable) (annexe 2).

Jeumont SA fabrique cette machine en série dans le cadre du programme national EOLE 2005 qui a soutenu, depuis 1996, l’industrie éolienne française. Mais Jeumont SA manque surtout de retour d’expérience en exploitation et, malgré son retard sur ses concurrents étrangers, s’oriente cependant vers les plus grandes puissances (1,5 MW et plus) et vers les marchés étrangers où se situent les plus larges débouchés.

ABB France offre une large palette d’options technologiques adaptées à toutes les situations : présence ou absence de multiplicateur de vitesse, génératrice asynchrone, génératrice synchrone. Le groupe ABB a récemment développé en Suède une technologie innovante de génératrice synchrone à aimants permanents à flux radial (par opposition à la génératrice à aimants permanents de Jeumont SA qui est à flux axial), la technologie Windformer, qui permet à une éolienne de fonctionner en s’adaptant à la vitesse du vent (vitesse variable), sans multiplicateur de vitesse (attaque directe) et sans transformateur de tension (production d’un courant continu à haute tension qu’il est prévu de transmettre sur le continent de façon fiable et économique par une liaison dite « légère »).

L’émergence de l’industrie éolienne française

Avec une capacité installée qui reste aujourd’hui inférieure à 100 MW, la France est encore peu équipée en éoliennes. Pourtant, son industrie dans ce domaine est en bonne santé et de nombreux fabricants français sont reconnus sur le plan international, mais surtout dans les secteurs des composants d’éolienne comme la génératrice, les pales du rotor ou les couronnes utilisées pour la rotation du rotor, l’orientation des pales et celle de la nacelle (annexe 2). Il est donc essentiel que l’industrie éolienne française continue de miser sur sa différenciation technologique qui fait d’elle une référence internationale dans ces secteurs, tout particulièrement dans celui des génératrices de courant, avec notamment ALSTOM et ABB France.

De plus, en complément de Jeumont SA qui se positionne sur le marché des grandes éoliennes, la PME française Vergnet SA est un leader mondial du marché des petites éoliennes non connectées au réseau et souhaite maintenant développer, sur le marché français, l’éolien de proximité, c’est-à-dire de faible puissance et raccordé à un réseau électrique local.

Dans le cadre du grand marché éolien terrestre qui connaît un véritable emballement en Europe (annexe 1), le marché français (deuxième potentiel éolien européen), actuellement très restreint, devrait être stimulé par l’obligation d’achat à prix fixe bonifié du courant éolien produit, adoptée par les pouvoirs publics en juin 2001 lors de la publication du premier arrêté tarifaire de ce type en faveur des énergies renouvelables. Ce nouveau tarif d’achat bonifié permet de poursuivre et d’amplifier, au moins à court terme, en changeant d’échelle, l’élan du programme EOLE 2005.

L’avenir de l’éolien en France

La directive européenne pour la promotion de l’électricité produite à partir des énergies renouvelables, entrée en vigueur en octobre 2001, prévoit pour la France un objectif indicatif de production d’électricité « verte » en 2010 (grande hydraulique comprise) correspondant à 21% de la consommation intérieure d’électricité (contre 15% actuellement).

Dans le même temps, un premier rapport au Parlement français sur la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d’électricité a été publié en février 2002, en application de la loi française du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité. Selon ce rapport, l’énergie éolienne pourrait contribuer à hauteur de 20 à 35 TWh supplémentaires, selon les scénarios, à l’objectif fixé à la France pour 2010, ce qui consisterait à installer de 7 000 à 14 000 MW éoliens sur le territoire (contre moins de 100 MW aujourd’hui).

Un objectif national aussi ambitieux paraît délicat à réaliser compte tenu des contraintes de sites et des résistances locales, notamment au regard de la protection de l’environnement, même si le potentiel éolien français a pu être évalué, comme cité par le rapport, à 66 TWh pour 30 000 MW sur terre et 97 TWh pour 30 000 MW en mer. Par ailleurs, le réseau électrique de transport et de distribution français doit 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’électricité) 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€).

A ce coût pourrait s’ajouter, à la charge des consommateurs d’électricité, selon la CRE (Commission de régulation de l’électricité), 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.


Annexe 1

Le marché mondial pourrait être tiré par l'offshore

Le marché éolien mondial est aujourd'hui essentiellement un marché d’installations terrestres raccordées à un réseau électrique. C’est un marché très concurrentiel et évolutif, soutenu par les aides publiques mais proche de la rentabilité.

Il connaît une forte croissance depuis plusieurs années, surtout dans l’Union Européenne, dont trois États membres comptent parmi les quatre leaders mondiaux par la capacité installée (voir la figure
ci-dessous). Les capacités installées de l’Allemagne, de l’Espagne et du Danemark représentaient ainsi au total, fin 2001, 60% de la capacité éolienne mondiale. La capacité installée de l’Allemagne représentait à elle seule plus du tiers de la capacité mondiale, ce qui s’explique par la politique très volontariste de l’Allemagne de création de marchés par une loi très favorable aux énergies renouvelables.

Le marché mondial des éoliennes est largement dominé par les constructeurs européens (danois, espagnols et allemands). En 2000, l’industrie danoise détenait la moitié du marché mondial, le premier constructeur mondial étant la société danoise Vestas. La stratégie danoise a consisté à progresser par incrémentation, à partir du début des années 80, en misant sur une technologie aujourd’hui très répandue, celle des éoliennes à multiplicateur de vitesse (annexe 2).


Les petites installations terrestres de moins de 300 kW non connectées à un réseau constituent un marché de niche rentable et prometteur destiné en particulier à l’électrification rurale ou aux télécommunications. Le marché des grandes installations terrestres de 5 à 100 MW ou plus, qui utilise des éoliennes jusqu’à 1,5 MW ou plus, connaît la croissance la plus forte, mais celui des grandes installations offshore, qui se développe en Europe du Nord, sera probablement aussi le grand marché de demain.

                 Source : baromètres de l’éolien de la revue « Systèmes Solaires »


Annexe 2

Le fonctionnement d’une éolienne classique

Une éolienne est constituée d’un rotor et d’une nacelle montés sur une tour. Le rotor comporte généralement 3 pales, plutôt que 1 ou 2, notamment pour une plus grande régularité des efforts sur la machine et une meilleure apparence visuelle, et tourne à une vitesse constante de l’ordre de
30 tours par minute. La nacelle abrite une génératrice asynchrone qui fonctionne à une vitesse de
1 500 tours par minute. La génératrice est accouplée au rotor par un multiplicateur de vitesse et l’énergie qu’elle produit est livrée sur le réseau par un transformateur de tension situé dans le pied de la tour, qui élève la tension au même niveau que celle du réseau. Dans toutes les éoliennes du commerce, le multiplicateur et la génératrice sont alignés selon un axe horizontal, mais il existe aussi un concept de rotor à axe vertical (rotor dit de Darrieus) qui n’a pas connu le développement espéré.

L’éolienne a une puissance instantanée proportionnelle à la surface balayée par le rotor et au cube de la vitesse du vent. On cherche donc à capter les vents plus forts situés à quelques dizaines de mètres du sol, au sommet de la tour. L’éolienne atteint sa puissance nominale pour un vent d’environ 14 m/s (voir la figure ci-dessous). Au-delà, il faut limiter la vitesse du rotor et arrêter automatiquement l’éolienne quand la vitesse du vent est trop élevée, à 25 m/s (90 km/h).


Il existe deux techniques principales pour cette régulation de puissance : le calage variable (les pales peuvent pivoter autour de leur axe longitudinal afin de réduire la portance et donc le couple moteur) et le décrochage aérodynamique (la conception des pales induit ce phénomène qui limite l’action du vent quand la vitesse de celui-ci dépasse sa valeur nominale). Mais certaines éoliennes sont conçues avec un mécanisme intermédiaire, dit de régulation active par décrochage aérodynamique. Enfin le principal système de freinage des éoliennes modernes est le système de freinage aérodynamique (aérofreins), qui consiste à faire pivoter les pales d’environ 90° autour de leur axe longitudinal pour le calage variable et à faire tourner les extrémités des pales de 90° pour le décrochage aérodynamique.