Isabelle Kocher avait prévenu : un rejet du parc éolien offshore du Tréport, remporté en 2014 par le consortium regroupant Engie, le développeur d'origine portugaise EDPR et CDC Infrastructures, aurait un impact très négatif sur l'ensemble de la filière française.
C'est finalement un avis favorable avec réserve qu'a rendu le 20 février l'Agence française de biodiversité (AFB), qui gère une partie de la zone concernée.
Il faut dire que la France, qui bénéficie d'une des meilleures ressources en Europe, est très en retard par rapport à ses voisins danois, allemand, britannique, belge ou néerlandais. Malgré de premiers appels d'offres lancés dès 2011, aucune chance de voir émerger une éolienne des eaux françaises avant 2021 au plus tôt. L'État ne souhaite sans doute pas charger encore plus la barque.
Tarifs confidentiels
Entretemps, la technologie a évidemment progressé et les coûts ont chuté. Alors que les tarifs - confidentiels - octroyés aux attributaires français en 2012 et 2014 sont estimés autour de 200 euros le mégawattheure (MWh), l'on a pu voir des enchères remportées par des projets de l'allemand EnBW (Energie Baden-Württemberg AG) et du danois Ørsted (nouveau nom de Dong, pour Dansk Olie og Naturgas A/S) sans aucune subvention (mais sans raccordement).
« Les acteurs qui ont remporté les appels d'offres sans subvention à l'automne 2017 parient sur une évolution favorable des coûts et du contexte politique et réglementaire européen », estime Emmanuel Nazarenko, directeur associé senior du BCG, qui vient de publier une étude consacrée au potentiel européen et au rôle de ses industriels sur le marché mondial.
Quoi qu'il en soit, on mise aujourd'hui sur des coûts en-dessous des 50 dollars le MWh à l'horizon 2020.
Financer une filière industrielle nationale
A l'époque, ces tarifs avaient été accordés en échange de la construction d'une filière industrielle sur le territoire français, dont l'implantation d'usines à Saint-Nazaire et au Havre. Pour cette raison, le prix ne pesait que 40% de la note accordée aux projets. Mais cette politique n'a pas eu l'effet escompté.
« Malgré la volonté de protectionnisme conduisant à accorder un poids significatif au contenu local, on a assisté en France à une dispersion des efforts de l'écosystème, contrairement à ce qu'il s'est passé en Allemagne, car on a péché par excès de prudence, ce qui a abouti à une base industrielle trop fragmentée », observe Emmanuel Nazarenko.
En outre, les fabricants français sont soit passés sous pavillon étranger (Alstom Energie racheté par General Electric), soit ont purement et simplement cessé de fabriquer des turbines (Areva absorbé par Gamesa marié à Siemens).
Pourtant, GE honore les promesses d'Alstom et assemble bien ses turbines Haliade de 6 MW à Saint-Nazaire. GE Renewable Energy vient même d'annoncer un investissement de quelque 270 millions d'euros pour déveloper en France la turbine la plus puissante au monde, dont 60 millions pour la modernisation du site de Saint-Nazaire où les nacelles seront produites, et près de 100 millions à l'usine LM Wind Power de Cherbourg, qui doit fabriquer les pales à partir de 2018. Baptisée "Haliade-X 12 MW", elle produira 45% d'énergie supplémentaire par rapport aux turbines actuelles et sera livrée d'ici à 2021. 550 emplois directs et 2.000 emplois indirects devraient être créés.
Quant à Siemens, numéro un de l'éolien offshore, suite à la décision rendue le 20 février par l'AFB pour le Tréport, il a confirmé son usine d'assemblage de nacelles au Havre ainsi qu'une usine de fabrication de pales, destinées à fournir également le parc de Yeu-Noirmoutier (consortium Engie) et celui de Saint-Brieux (Iberdrola).
Mais, à en croire l'étude du BCG, il n'y aura pas de place pour tout le monde.
Aujourd'hui, quatre développeurs, Ørsted (ex-Dong, un temps allié à EDF EN), le suédois Vattenfall ainsi que les allemands E.ON et RWE trustent les premières places. Le hollandais Shell et le norvégien Statoil ont également montré de l'intérêt pour ce marché, qui pourrait atteindre 700 milliards de dollars en 2030.
Brouillard au-delà de 2020
Selon les dernières statistiques publiées par l'association Wind Europe, 3,1 gigawatts (GW) ont été ajoutés en 2017 dans les eaux européennes, une progression de 25% qui porte la capacité installée totale à 15,8 GW. Cette puissance correspond à quelque 4.000 éoliennes réparties en treize parcs dans onze pays, dont 98% au Royaume-Uni, en Allemagne, au Danemark, en Hollande et en Belgique. Selon l'association, la puissance installée devrait atteindre 25 GW en 2020.
Les choses sont moins claires au-delà de cet horizon. Aujourd'hui, l'Europe représente 90% du marché mondial. Si celui-ci se développait au maximum de ses capacités, cette part pourrait à terme s'établir à 40%. Mais selon les experts du BCG, l'Europe a un rôle d'entraînement à jouer dans le développement global du marché.
Deux scénarios, très divergents sur le nombre d'acteurs impliqués
Le cabinet voit deux scénarios se dessiner : soit le Vieux Continent démontre sa volonté de sortir l'éolien offshore de la niche où il est aujourd'hui cantonné, soit il se contente de poursuivre un développement modéré.
Dans le premier cas, la croissance annuelle du parc européen s'élève à 16% en moyenne, soit 7 à 8 GW ajoutés chaque année, et une capacité installée dans les eaux européennes de 100 GW en 2030.
Dans ce scénario, deux turbiniers et trois à cinq fabricants de fondations se partageraient entre 600 et 700 éoliennes par an, qui seraient mises à l'eau par deux ou trois installateurs équipés de puissants navires spécialisés. Grâce aux économies d'échelle, les coûts d'interconnexion (qui pèsent aujourd'hui entre 12 et 20 euros par MWh) diminueraient de 66%.
Cette croissance européenne génèrerait un développement plus rapide encore (de 42% par an) dans le reste du monde, permettant d'atteindre 170 GW installés hors d'Europe en 2030, avec de nombreuses créations d'emplois à la clé.
Mais, pour que le marché européen (et donc, mondial) se développe à ce rythme, le BCG préconise un certain nombre de mesures : des enchères plus performantes, des investissements massifs dans les réseaux électriques, des politiques incitatives et une modification du fonctionnement des marchés électriques. Le temps écoulé entre les appels d'offres et la construction des parcs devra être raccourci, et les entreprises qui ne vont pas jusqu'au bout de leurs projets devraient être exclues.
« Le développement de contrats BtoB passés de gré à gré ou sur des marchés organisés permet également de valoriser l'énergie », évoque notamment Emmanuel Nazarenko.
Dans un scénario plus « business as usual », la croissance annuelle moyenne se maintiendrait en Europe au rythme annuel de 11%, soit de 2 à 3 GW installés chaque année et une capacité globale de 50 GW en 2030. 400 turbines par an seraient fabriquées, le marché se composant essentiellement du renouvellement de parcs existants. Ce qui ne serait pas suffisant pour faire vivre deux développeurs. Les acteurs européens iraient chercher la croissance ailleurs, selon un scénario similaire à celui du solaire depuis une décennie.
« EDF EN a d'ores et déjà réalisé ou exploite d'autres parcs éoliens offshore à l'étranger, à savoir au Royaume-Uni, en Belgique et en Allemagne, et compte le faire dans d'autres pays stratégiques pour le Groupe, rappelle Antoine Cahuzac, son directeur général. La France est au cœur de la stratégie, et, à ce titre, y développer cette activité est fondamental pour nous », ajoute-t-il.
Quelles chances pour les développeurs français ?
« Deux questions se posent pour les acteurs impliqués dans les parcs français, observe Emmanuel Nazarenko : d'une part, comment rentabiliser les parcs déjà attribués dans les conditions contractuelles, et par ailleurs, quelles sont leurs chances dans des appels d'offres face à des acteurs aux portefeuilles plus fournis. »
En effet, les développeurs qui comptent déjà plusieurs parcs éoliens offshore à leur actif se sont assuré ainsi des positions fortes face aux fournisseurs, et ont accumulé une expérience précieuse dans ces projets, très différents de la plupart des autres projets d'énergies renouvelables.
Les acteurs français estiment que les tarifs qui leur avaient été accordés sont pleinement justifiés. Ils s'expliqueraient notamment par des conditions de vent moins favorables et des fonds plus compliqués qu'en mer du Nord.
« Il n'est pas trop tard »
En principe, il était jusqu'à présent impossible de modifier les caractéristiques d'un projet en aval de l'appel d'offres. Mais en 2015, Ailes Marines (Iberdrola, RES, Caisse des dépôts) a obtenu l'autorisation de remplacer 100 éoliennes Areva de 5 MW par 62 machines Siemens de 8 MW sur le parc de Saint-Brieuc. Une évolution qui a très probablement amélioré l'équation financière du projet malgré les dénégations d'Ailes Marines. EDF EN en revanche conserve l'Haliade de 6 MW initialement prévue.
Quoi qu'il en soit, l'Etat a souhaité trouver un accord avec les trois consortiums lauréats des premiers rounds sur un partage des surperformances qu'enregistreraient les projets. Considéré comme une modification d'une aide d'Etat, cet accord, dont les modalités sont restées confidentielles, doit maintenant être notifié à la Commission européenne, qui devrait y répondre d'ici à l'été.
« Le savoir-faire des sous-traitants a beaucoup évolué ces dernières années dans les pays où l'éolien offshore se développe, reconnaît Antoine Cahuzac. En France, la filière reste à créer, mais il n'est pas trop tard. »
Plusieurs mesures du plan de libéralisation des énergies renouvelables sont de nature à simplifier et accélérer l'élaboration des projets. Mais, dans l'immédiat, l'Etat doit trancher entre un déblocage rapide des projets à un prix sans doute un peu plus élevé que ce qu'il pourrait obtenir aujourd'hui, et un report de la décision qui pourrait priver la France de sa part d'un gâteau tout juste émergent.
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