Eolien en mer : des parcs sans subventions, une première mondiale

Même l’agence des réseaux allemande n’en a pas cru ses yeux en découvrant les offres proposées en réponse à son appel d’offres éolien en mer : trois projets (sur les quatre attribués jeudi soir) se passeront totalement de subventions ! Sur les parcs OWP West, Borkum Riffgrund West 2 et He Dreit, les énergéticiens Dong et EnBW prévoient de vendre leur électricité au prix du marché. Un coût « très en deçà des attentes », a sobrement reconnu le président de l’agence, Jochen Homann. « Cela paraît incroyable ! » commente Mathieu Monnier, chargé de l’offshore chez FEE (France Energie Eolienne). « C’est la preuve que l’éolien en mer est devenu une énergie mature. »

Record absolu

Avec le quatrième parc (Gode Wind 3), attribué à Dong avec une prime de 60 euros par mégawattheures (MWh), la subvention moyenne liée à cet appel d’offres de 1,550 GW ressort à 4,4 euros/MWh. Elle s’ajoutera pour les énergéticiens au prix de marché de l’électricité au moment où les parcs seront mis en service, soit entre 2021 et 2025. A titre indicatif, le prix de marché s’est élevé l’an dernier à 29 euros/MWh en moyenne en Allemagne : à ce prix, l’électricité de ces parcs ressortirait à 33,40 euros, hors raccordement – un record absolu.

Le précédent record de l’éolien en mer avait été établi en novembre 2016 sur le parc danois de Kriegers Flak, par Dong et Vattenfall, au prix (fixe) de 49,90 euros/MWh pour l’électricité vendue sur une durée estimée à douze ans. Ce prix s’entend hors raccordement au réseau, « qui peut représenter dans ces pays entre 10 et 15 euros/MWh », indique Vincent Balès, directeur général de WPD Offshore France. Il n’en reste pas moins très inférieur aux prix obtenus en France, où les six parcs représentant 3 GW bénéficieront de 180 à 200 euros/MWh.

Synergies avec des parcs à proximité

« L’offre sans subventions est rendue possible par certaines circonstances propres à cet appel d’offres », a indiqué Samuel Leupold, patron de l’éolien chez Dong, dans un communiqué.

 L’offre sans subventions est rendue possible par certaines circonstances propres à cet appel d’offres.

Il rappelle non seulement que les coûts de raccordement ne sont pas inclus, mais aussi que l’échéance envisagée, 2024, laisse le temps aux fournisseurs (pas encore choisis) de développer la prochaine génération de turbine : il table notamment sur des turbines de 13 à 15 MW – alors que les fournisseurs (Siemens, Vestas, General Electric) proposent aujourd’hui, au mieux, 8 ou 9 MW. Dong souligne aussi que le régime de vent de ces champs est favorable et qu’il bénéficiera de synergies avec des parcs qu’il exploite à proximité.

« L’Allemagne ou le Danemark bénéficient d’un retour d’expérience qu’il nous faut encore acquérir en France », rappelle en outre Vincent Balès. Il s’agissait par ailleurs du premier appel d’offres en Allemagne, qui a stimulé la concurrence outre-Rhin. « Le pays a planifié des appels d’offres jusqu’en 2030, pour atteindre l’objectif de 15 GW de capacités à cette échéance, et vient d’annoncer celui d’avril 2018, qui portera sur 1,610 GW : en s’engageant sur des volumes, il favorise la baisse des coûts », note de son côté Mathieu Monnier.

Procédure de dialogue compétitif

Dans les pays nordiques, les autorisations et les études de risques techniques sont aussi prises en charge en amont par l’Etat, ce qui permet aux énergéticiens de réduire leur risque et de proposer des prix plus bas. En France, une nouvelle procédure dite « de dialogue compétitif » vient d’entrer en vigueur pour l’appel d’offres en cours à Dunkerque. Sans éliminer toute part de risque pour les énergéticiens, elle devrait contribuer à réduire les coûts dans l’Hexagone. « Il faudrait aussi que nous ne soyons plus contraints de figer l’ensemble des choix dès la remise de l’offre », souligne Vincent Balès. L’objectif de tomber à 150 euros, un temps évoqué pour le troisième appel d’offres français, pourrait alors être lui aussi enfoncé.