Éolien terrestre : le renouvellement des parcs sous contrainte

D'ici 2025, un gigawatt (GW) d'éolien terrestre devrait sortir du mécanisme d'obligation d'achat. Différentes options s'offrent alors aux exploitants : la prolongation de l'exploitation, le renouvellement du parc ou le démantèlement. L'Ademe a publié, en juillet, une étude pour analyser le potentiel de renouvellement des parcs existants, à l'aune des contraintes environnementales, réglementaires et économiques (33980). La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) mise en effet en partie sur le renouvellement des parcs existants pour doubler la puissance installée d'ici 2028. Mais de nouvelles contraintes (aéronautiques, radars, biodiversité, paysage) sont souvent apparues pendant la durée de vie des parcs éoliens, freinant les renouvellements.

Le renouvellement freiné par les mesures réglementaires

L'étude a analysé la situation de 742 parcs, représentant 9,2 GW de capacité installée et 20 TWh de production par an. Selon ses estimations, 65 % des parcs éoliens installés avant 2015 sont soumis à de fortes contraintes dans au moins une famille (radars, aéronautique, Natura 2000, milieux naturels d'intérêt, paysage) et 30 % dans au moins deux familles.

Face à ces contraintes, 0,7 à 1 GW de capacité pourraient être démantelées, à défaut de pouvoir être renouvelées. Ce qui représente 8 à 11 % de l'ensemble du périmètre étudié, et une production de 1,5 à 2 TWh/an.

Une instruction du 11 juillet 2018 encadre le renouvellement des parcs éoliens, distinguant le caractère notable ou substantiel de l'opération. En cas de renouvellement substantiel, de nouvelles autorisations sont nécessaires. Des incertitudes subsistent quant à l'interprétation de cette instruction. Ainsi, selon l'étude de l'Ademe, entre 25 et 40 % des capacités étudiées, soit 2 à 4 GW, pourraient, à l'occasion de leur renouvellement, ne pas ou peu bénéficier des gains technologiques réalisés par le secteur car ce repowering serait opéré sous une forme quasi-identique. Or, certaines de ces opérations de renouvellement quasi-identique pourraient ne pas s'avérer rentables du fait des coûts et du niveau de soutien financier actuel. De plus, certains projets pourraient faire face à une indisponibilité technologique, les technologies n'étant plus fabriquées. Cela pourrait concerner 0,3 à 0,6 GW de capacités. « Ces pertes de capacités potentielles viendraient se cumuler aux pertes liées à des renouvellements impossibles (0,7 à 1 GW de capacité) pour cause de présence de contraintes et enjeux ».

En revanche, les renouvellements non plafonnés pourraient représenter un gain potentiel de capacité de 1 à 1,5 GW et un gain de production de 5 à 10 TWh/an à faible coût.

Des gains significatifs pour les parcs d'après 2005

De fait, pour les parcs qui se trouveront dans l'impossibilité d'être renouvelés, l'étude estime qu'ils pourront être prolongés au-delà des quinze années d'obligation d'achat. « En cas de maintien des prix de marché au niveau actuel, un horizon de 25 ans pour la plupart des parcs étudiés semble raisonnable en moyenne ». Les renouvellements quasi-identiques pourraient intervenir après 20 ans d'exploitation en moyenne. Les renouvellements non plafonnés ou limités en hauteur, qui permettront des gains de puissance significatifs, pourraient quant à eux être menés dans les années suivant la sortie d'obligation d'achat (après 17 ans d'exploitation en moyenne).

L'étude a analysé différents scénarios sur cette base. Dans le cadre d'un scénario où les contraintes sont prégnantes, les gains de capacités et de production sont estimés à 1,5 GW et 10 TWh à l'horizon 2031. « Au même horizon, voire au-delà - en cas de prolongement de l'exploitation au-delà de 25 ans - les premiers démantèlements définitifs sur ce périmètre pourraient réduire ces gains à 0,8 GW et à 8,5 TWh (du fait des parcs pour lesquels un renouvellement est impossible ou non viable) ».

Les deux scénarios alternatifs, qui tablent sur des contraintes moins fortes, aboutiraient à des gains de capacité en forte augmentation (+ 190 MW et + 230 MW). « Les parcs les plus anciens (1999 - 2009), implantés avant la mise en place progressive de la réglementation éolienne devront vraisemblablement opter pour une majorité de renouvellements quasi-identiques, du fait de leur plus forte exposition à des contraintes et enjeux apparus pendant leur durée d'exploitation. Les parcs renouvelés auront néanmoins de meilleurs facteurs de charge, du fait de l'amélioration technologique », estime l'étude. Mais la majorité des gains devrait concerner les générations 2005-2009 et 2010-2014, moins exposées aux contraintes.

En Europe, moins de mâts mais plus de puissance

L'étude se penche sur le retour d'expérience des voisins européens. Car si, en France, seuls quelques parcs ont été renouvelés pour l'instant, à l'échelle européenne, les renouvellements ont représenté, en 2018, 460 MW de puissance sur les 10,1 GW de nouvelles puissances installées. « Dès 2020, près de 3 GW de nouvelles puissances pourraient être issues de renouvellements annuellement. Une vitesse de croisière de 6 GW par an devrait être atteinte dès 2025 ».

Dans la pratique, un quart des renouvellements recensés ont gardé le même nombre de mâts. Mais, globalement, la tendance est à une réduction du nombre de mâts, de 30 % en moyenne. « Ce qui peut s'expliquer par une augmentation de la taille des rotors à périmètre du parc constant - la distance entre mâts augmentant quand la taille des rotors augmente ». Les renouvellements engendrent néanmoins une augmentation de capacité significative, avec une augmentation de la puissance des turbines ainsi que de la hauteur des mâts.