1 Le développement de l'énergie éolienne: fondements énergétiques, environnementaux et...

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1 Le développement de l'énergie éolienne: fondements énergétiques, environnementaux et économiques Bernard CHABOT Expert Senior ADEME 500 route des lucioles - 06560 Valbonne - France E-mail: [email protected] DESS « Qualité des services énergétiques » - 2002/2003

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Le développement de l'énergie éolienne: fondements énergétiques,

environnementaux et économiques

Bernard CHABOTExpert Senior

ADEME500 route des lucioles - 06560 Valbonne - France

E-mail: [email protected]

DESS « Qualité des services énergétiques » - 2002/2003

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Contenu

Introduction: la démarche de maîtrise de l'énergieUn bref historiqueLes développements récents en EuropePerspectives mondiales à moyen et long termeL’apport de l ’analyse économique

L'évolution du coût du kWh éolienLa méthode TEC (taux d'enrichissement en capital)Le "paradoxe des ressources énergétiques gratuites"La détermination de « tarifs efficaces » par le TEC

Les nouvelles perspectives en FranceConclusions

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Les défis énergie /environnement /développement

Une démarche gagnante en trois étapesSobriété énergétique

¶ Priorité aux services énergétiques indispensables

¶ Pas de moyens publics pour les services superflusEfficacité énergétique

¶ Choix appareils et procédés efficaces

¶ Diffusion accéléréeRecours aux sources d'EP compatibles avec le dév. durable

¶ Ressources inépuisables: ER versus fossiles et minières

¶ Pas d'émissions de Gaz à effet de serre: ER versus fossiles

¶ Applicables en PED, pas d'utilisation duale, pas de déchets à longue durée de vie, pas de risques majeurs: ER versus nucléaire

Applicable dans tous les secteurs économiques, en PI et PED, à tous niveaux: citoyens, coll. locales, états…

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Place de l'éolien dans les énergies renouvelables

Par type de service renduProduction d'électricité sur grands réseaux interconnectésProduction de services énergétiques décentralisés :

électrification rurale décentralisée, pomp. & dess. de l'eau…Production de vecteurs énergétiques: biocarburants, d' H2

(Production de chaleur: uniquement indirectement)Par état de développement:

(Matures: rentabilité, marchés, industrie mondiale établie)En fort développement industriel, rentabilité proche,

marchés régionaux émergents, industrie déjà structurée(En R&D, niches de marché, industrie émergente)(Prospective et démonstration faisabilité)

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Un scénario très prudent de développement ?

Hydroélectricité:de 2500 à 7500 TWh/an

Eolien scénario S2:2 500 TWh en 2037 (monde) >hydro (6000 TWh) en 2060Cumul: 542 000 TWhe

Hydro + éolien S2: 186 Gtep (50% éolien, plus que les réserves prouvées de pétrole), 177 GtC évités

Déclinaison au cas France:Potentiel > potentiel hydro

¶ 60 TWh/an à terre

¶ 100 TWh/an en mer proche70 TWh/an entre 2037 et 2050

(méthode INCOS)

Yearly Energy Output (TWh/year)

Hydro

S2

S1

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 20 40 60 80 100Year after 2000

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Evolution : bref historique

Les racines lointaines (1100 - 1960) :¶ 12eme-18eme siècles: support révolution productivité agriculture.¶ 1840/1940 : début machinisme & électrification rurale: Dk, USA...¶ Mi XXeme: protos centrales, arrêt (pétrole bas côut, nucléaire)

La renaissance:Chocs pétroliers (70's):

¶ Méga R&D&Machines et industries de pointe: USA, G, S : échecs¶ Les "visionnaires terre à terre" "concept Danois": écoles+PME+Riso

Premiers marchés (80's):¶ Tax-credits + PURPA Californie : US Windpower vs Danois¶ Subventions, détaxation puis tarifs Dk => une technologie populaire

Une success story "inattendue" : les années 90Passage de machines de 0,3 MW (30 m) à 2 MW+ (80 m+)Baisse de coûts => tarifs acceptables en Europe, USA, IndeDk: déjà 15 % conso, projection 50 % en 2030 : possibleRelais du succès: Dk => Allemagne => Espagne => F (?)

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Evolutions récentes (réseaux interconnectés) Fonctions:

"classiques" : production d'énergie électrique "décentralisée"Nouvelles fonctions: services répartis sur réseaux !

¶ Consommation ou fourniture d'énergie réactive¶ Stabilisation fréquence, tension, réductions des harmoniques

Types:"Danois": multiplic., générateurs asynchr., incidence var. ou décrochage aér. Attaque directe, chaîne CA/CC/CA, vitesse variable, incidence variable

Performances et critères de choix:Bonne productivité énergétiqueAdaptation au type de gisement éolien localFiabilité, disponibilité, faible coût d'exploitation et d'entretien-maintenanceDesign, esthétique, faible bruit à la sourceFaible coût du kWh et bonne rentabilité plutôt que seulement faible coût initial

Offre2001: VESTAS (24%), ENERCON (15%), NEG MICON (13%), GE Wind

(12%), GAMESA (9%), BONUS, NORDEX, MADE, MITSUBISHI...France : Vergnet < 250 kW, JEUMONT INDUSTRIE: 750 kW, études > MW. France : composants (génératrices, pales, mécanismes, mâts), valeur ajoutée

locale, transferts de technologies : possibles par ouverture du marché

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Energie éolienne et environnement

Externalités très réduites (ExtErne : < 1,5 cF/kWh)Dette énergétique des parcs remboursée en 3 à 6 moisPas d'émission de gaz à effet de serre, de SOx, et NoxPas d'émissions et de déchets radioactifs

Calcul préliminaire: 10 MW, 20 GWh/an sur 20 ans évitent¶ 16 m3 de déchets (princ. courte durée de vie : 300 ans, 40 ml/MWh)¶ 1,2 t de déchets de haute activité (n10E3 à n10E6 ans, 3g/MWhe)

Démantèlement aisé:Coût inférieur ou égal à la revente des matériauxRemise en gazon ou cultures en quelques semaines ou mois

Des impacts locaux maîtrisables, limités, réversiblesImpact visuel, sonore, faune, flore, eau, sols==> Règles de l'art, recommandations, normes

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Le contexte récent: la success-story éolienne

Croissance moyenne du parc installé supérieure 26 % de 1998 à 2001!

Parc 2001: 2/3 des 25 GW mondiaux en Europe

Marché 2001: 6,5 GW>>> centrales nucléaires+ 48 % par rapp. à 2000plus de 7 Geur de CA70 % en Europe60 000 emplois monde

Perspectives CT (BTM): 2002: 32 GW, + 7 GW ?+ 50 GW de 02 à 062006: 15 GW/an (15

Geur)

Evolution du parc éolien mondialSource: BTM Consult 4/2001, B. Chabot (TWh)

18,5

GW

TWh/an

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

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Les 10 pays leaders et la France

Evolution parcs 97-2001

G+Dk+Sp versus UK+F+Ir (tarifs fixes versus AO compétitifs):parc 2001: 15,6 GW vs 0,72001 : 3 730 MW vs 1262000: 3 292 MW versus 1501999: 2 559 MW versus 37

Certif. Verts (NL):2001: + 34 MW2000: + 40 MW1999: + 53 MW

USA: PTC (1.7 cUS/kWh)Stop & go!400 MW 2002, 2 GW

2003 ?

Evolution des parcs éoliens de 1997 à 2001 Total monde fin 2001 : 24,6 GW (+ 34 %, + 6,4 GW)

Sources: EWEA, BTM Consult, Windicator, New energy

86

280

474

483

697

2534

3337

4258

8754

1500

318

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

France

Suède

Chine

UK

Pays bas

Italie

Inde

Danemark

Espagne

USA

Allemagne

MW opérationnels en fin d'année

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Les pays leaders et la France : évolution 95, 2000, 2005

Les dix pays leaders en 2000 et la France (MW installés)Source: BTM Consult, 4/2001

1995 2000 2005

0 5000 10000 15000

France

Grèce

Chine

Italie

Royaume Uni

Pays Bas

Inde

Danemark

USA

Espagne

Allemagne

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Le Danemark (10 % de la France!)

Histoire et culture éoliennes fortesMix d'esprit Viking et de démocratie énergétique

Chocs pétroliers: Pétrole => charbon en cogen + EE+ ERAnticipation CO2 (1992): EE + ER en LT:

¶ Taxe CO2 dès 1992 (tarif éol.), réseau = distr; + collecte dès 1991¶ Passage de 9 % élec ER en 95 à 22 % en 2010 (14% éolien en 2001)¶ Programmation 50 % électricité par énergie éolienne en 2030

Quelques éléments du succès éolien:2,5 GW installés en fin 2001 ; 80 % coop. & fermiersPremières fermes offshore commerciales : Middelgrunden

2000: 40 MW, 3% elec Copenhague ; Horns REV 2002: 160 MW (80 x 2 MW V80, élec = conso parcs frigos DK!)

2001: 50 % marché mondial aérogénérateurs ¶ 3,4 GW (nucléaire: 1,7 GW…), surtout export (G, USA…)¶ CA: 3 GEURO

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Evolutions récentes Danemark

Echec passage tarifs ==> certificats vertsRemise en cause par nouvelle majorité politique

Difficile de jeter la pierre: 475 W/habitant versus F: < 2 !En avance sur plan ER, 16 000 emplois

Démarrage réhabilitation parc: 250 MW prévus avant fin 2003Machines 1MW+ au lieu de 100 kW

L'industrie Danoise résistera-t-elle à G, Sp, USA... ??

Rés. 2000 cies cotées DK Vestas NEG-MICON Sous total

CA MDKK 6451 4025 10 476MEUR 867,4 541,2 1 409MFRF 5 690 3 550 9 240

Bénéfice avant impôt MDKK 847 62 909MEUR 113,9 8,3 122MFRF 747 55 802

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L'Allemagne: le contexte de l' « EEG »

Remplace REFIT (91) depuis 1/4/2000 « Compatible constitution, directives & DG4 de l ’UE » Basée sur juste et saine rentabilité projets réalisés selon règles de l ’art Visibilité: tarifs fixes sur 15 à 20 ans pour chaque projet Modulation tarifs fixes par filières et/ou par sites (ex: éolien) Programmation baisse tarifs (ex: éolien -1.5%/an, PV -5%) Contrôle-commande prévu tous les deux ans par Parlement Double fonction réseau: distribution et collecte Projets des Cies < 25% état ou région éligibles Niveaux compensation coûts:

Distributeur achète au producteur par ER au tarif TV (cf tableau)8 transporteurs achètent aux distributeurs à TVPéréquation entre transporteurs ===> % Er(a) et Surcoût(a), coût(a)Obligation achat %Era à coût(a) par tous les distributeursDistributeur compense surcoût par:

¶ répartition sur tous abonnés (maxi « 4 bières par an »)¶ Tarifs ou certificats verts (??)

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EEG: les tarifs

Filière Cas d'application Conditions Tarif kWhe sur 20 ans Taux réduction considéré d'application DM cEuro FRF nouveaux projets

Eolien Meilleurs sites (>7 m/s) Equiv. sur 20 ans (1) 0.135 6.9 0.45 - 1,5 % par anSite référence (5.5m/s) Equiv. sur 20 ans (1) 0.167 8.5 0.56 à partir de 2002

Site < site référence Equiv. sur 20 ans (1) 0.174 8.9 0.58Projets offshore < 2006 9 premières années 0.178 9.1 0.60

Photovoltaïque < 5 MWc ou 0,1 MWc (2) Limite parc 350 MWc 0.99 50.6 3.32 - 5 %/an > 2002

Biomasse < 500 kWe 0.2 10.2 0.67(définition détaillée 0,5 à 5 MWe 0.18 9.2 0.60 - 1 %/an > 2002

par décret Min. Envt.) 5 à 20 MWe Liste Minist. Envt. 0.17 8.7 0.57

Hydro, biogaz, < 500 kWe 0.15 7.7 0.50 Pas de réductiongaz de mines 0,5 à 5 MWe 0.13 6.6 0.44

Géothermie < 20 MWe (quand la technologie 0.175 8.9 0.59 ?> 20 MWe sera disponible) 0.14 7.2 0.47

Note (1): selon calculs de l'association allemande de l'énergie éolienne (cf ref. [2])Note (2): 5 MWc pour les systèmes PV intégrés aux bâtiments (toits et façades) et 0,1 MWc pour les centrales solaires.

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Historique et prospective en Allemagne

Handicaps:Faible gisement, retard / Dk

Continuité dès 1988:Progr. pilote 250 MW (88)Tarifs 89-99 = 80% tarif BTLoi ER (EEG) 2000+

Succès au rendez vous:8 GW fin 2001 (N°1, > 2%)Industrie créée en 10 ansSuccès populaire

¶ Agriculteurs¶ Eco-citoyens & investiss.¶ 35000 Emplois, exports

Vers 20 à 25 % en 2030 ?Offshore : planificationLeadership > 4 MW ??

Scénarios de contribution de l'énergie éolienne en Allemagne - Source DEWI, 2001

0

5

10

15

20

25

30

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

% d

e la

con

som

mat

ion

d'él

ectr

icité

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Prospective LT

Parc 2010 (éval BTM 1999)UE15: 40 GW en 2010Monde: 64 GW, > 120

TWh/an Evaluation 2002 (BTM C.):

2005: ¶ 65 GW (Prod. > 120 TWh)¶ + 12 GWan (> 12 GEUR)

2010: ¶ 150 GW (60 UE 15)¶ + 25 GW/an (> 19 GEUR)

Parc 2020 (éval. BC 1999)> 200 GW > 400 TWh/anCumul investissements

2000-2020: 200 GEUROMarché 2020: 20 GW/an (17

GEURO/an d ’activités) Realité >> prévisions !

Parc éolien opérationnel 2000-2020

TWh/an

(10 GW/an)

GW

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20

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Scénario TLT par analogie éolien / hydro

Hydro:de 2500 à 7500 TWh/anCumul: 542 PWh (1015 Wh)

Eolien S1:2 500 TWh/an en 20507 500 TWh/an en 2100Cumul: 296 PWh

Eolien S2:2 500 TWh en 2037 >hydro (6000 TWh) en 2060Cumul: 542 PWh

Hydro + S1: 144 Gtep (35% éolien), 137 GtC évitées

Hydro + S2: 186 Gtep (50% éolien), 177 GtC évités

Yearly Energy Output (TWh/year)

Hydro

S2

S1

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 20 40 60 80 100Year after 2000

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Scénario CT/TLT: Puissances installées (monde)

Total Operating Power (GW)

S2

1844 S1

1056

0

1000

2000

3000

4000

0 20 40 60 80 100

Year after 2000

CT: Bon accord avec les plus récentes estimations de marché 2000-2008 (BTM Consult: World Market Update 1998 (S1) & 1999 (S2)

World Wind Operating Power (GW)

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Year after 2000

S2 S1 BTM98 BTM99

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Résultats de prospective TLT: MarchésMarché net total (nouvelles installations moins retraits plus remplacements et

réhabilitations lourdes : maximum vers 2060: S1: 56 GW/an ; S2 : 105 GW/anMarché réhabilitation et remplacement très important : maximum vers 2070: S1: +

29 GW/an; S2 : 54 GW/an correspondant à l'accr. net 20 ans avant en 2050)

Retrofit & Replacement (GW/year)

S254

S129

0

10

20

30

40

50

60

0 20 40 60 80 100

Year after 2000

Net Increase of Operating Power + Retrofit & Replacement (GW/y)

105 S2

56 S1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 20 40 60 80 100Year after 2000

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Comparaisons avec les autres scénarios Court terme (2010)

Bon accord : S1 & BTMmt 1999 (BTM Consult : market trend)

Bon accord: S2 & 1999 BTMia (international agreement) & 1999 “Wind Force 10” (EWEA, fed, Greenpeace, basé sur un objectif de 10% d'élec. monde 2020 par énergie éolienne)

2020-2035: S1 & S2 : Plus pessimistes (ou plus

réalistes ?)Avantage S1 et S2: pas de

"niveau de saturation" après 2030 (usage répartition de Weibull au lieu de Gauss pour dP/an)

Operating Power (GW)

S2

S1

BTMmt

BTMia

Wind Force 10

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35Year after 2000

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Les baisses de coût du kWh éolien Source: B. Chabot 1998 Inclut les baisses de coûts et les

améliorations de productivité des machines

Cost of present and future wind energy

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

FR

F/k

Wh

(1U

S$ =

7 F

RF

) 5,5 m/s

6,5 m/s

7,5 m/s

8,5 m/s

Offshore 8.5 m/s

Offshore 9.5 m/s

Mean wind speed at hub height:

Year Discount rate Investment cost(FRF/W) Av. P (1 WT) Diameter Hub heightt , n Onshore Offshore MW (m) m

1993 8 %, 15 ans 8,3 (Etudes) 0,5 39 401997 8 %, 15 ans 7 (Pilotes) 0,6 39 402000 8 %, 15 ans 6,5 (Démonstrations) 1 44 402005 8 %, 15 ans 5,5 15 1,5 56 à 66 50/602015 8 %, 20 ans 5 9 2 56 à 70 50/702030 8 %, 20 ans 4 7 2 to 3 56 à 84 50/80

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Actualisation 2002 des baisses de coût du kWh éolien

BC pour Dideme t = 8 %n croissant

15 ans à 30 ans3 sites de référence

6-6,4 m/s7-7,2 m/s7,5-8 m/s

Sans bénéfices d'externalités

CDR éolien à terre ; t = 8 % (cEUR/kWh)

6,89

4,87

5,74

4,06

4,59

3,25

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

2000 h/an

2400 h/an

3000 h/an

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Baisses de coût du kWh éolien en mer

t = 10 % au lieu de 8 % (risque accru), n 20 ans à 30 ans, 3 sites de référence: 7.5 ; 8.5 ; 9.7 m/s

CDR éolien en mer (cEUR/kWh), t = 8 %, kem = 6 %

9,44

7,827,67

6,36

6,46

5,35

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

2600 h/an

3200 h/an

3800 h/an

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Analyse économique: la « Méthode TEC »

Le Taux d ’Enrichissement en Capital TEC:Caractérise le bon emploi des capitaux (investissement initial I pour

réaliser le projet)TEC = Valeur Actuelle Nette (VAN) générée par Franc investi TEC = ( Somme des bénéfices actualisés des n années d ’exploitation,

moins I ) / I Avantages:

Meilleur critère de rentabilité que TRB, TRIDonne accès directement à VAN = TEC.IDéfinit CGA (Coût Global Actualisé) par TEC = 0Projets à Cash flows annuels fixes: TEC = a.TV - b, où TV est le tarif

de vente du kWh ou du service énergétique ; a et b définis par ratios.Démontre le "paradoxe des ressources énergétiques gratuites" : la

marge sur le prix de revient du kWhe ER doit être 2 à 3 fois supérieure à celle sur le kWh "fossile" pour la même rentabilité des projets !

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26

Exemple de graphique universel TEC = f (TV/Iu)

Valable pour hydro, éolien, solaire, géoth.

Exemple: Eolien

Fc = 32% (7,3 m/s), Iu = 7000 F/kWSi TEC = 0,4,

TV/IU = 6,2Donc TV

= 6,2*Iu TV = 43,4 cFkWh

si TEC = 0 => TV/Iu = 4,75

donc CGA = 33 cFMPR = 30 %

t = 6 %, n = 15 ans, Kem = 3%

20%

30%

Fc=40%

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

3 4 5 6 7 8 9 10

Tv/Iu (cUM/kWh)/(UM/W)

TE

C =

VA

N/I

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27

Le « Paradoxe des énergies gratuites »

Un paradoxe valable pour toutes les centrales à énergies renouvelables sans coûts de combustibles: hydro, éolien, solaire, géothermie:(MPReol / MPRfossiles) = (1- impact combus/CGA)fossileMPR eol = 2 fois MPR charbon = 3 fois MPR gaz !Minimum 10 % MPR centrales charb ==> TEC = 0,3

Donc valeur minimum TECaussi 0.3 pour projets éol. (TRI projet = 10% pour t = 6 % et n = 15 ans)

Eolien: Cha: Gaz:120

110106

Prix de vente différents pour même rentabilité TEC = 0,3

coût comb.

coût hors combust.

Même coût kWh100

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Exemple de tarifs éoliens efficaces TV

Tarif éolien efficace TV en fonction de la productivité Nh (h/an) et du coût unitaire Iu (F/kW installé)

TEC = 0.3, actualisation 6% , 15 ans, Kem = 3%

2000

.

2200

2400

2600

2800300032003400

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

5000 6000 7000 8000 9000 10000

Iu (F/kW installé)

TV

sur

15

ans

(F/k

Wh)

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La France

Bonnes bases historiques (< 1970):Soufflerie Eiffel, ENAG, AEROWATT, phares et balises...Protos 1 MW EDF/Neyrpic/BEST Romani: Cp 80% de limite de Betz

Chocs pétroliers: "100 kW Ouessant", AEROWATTEssais et échecs avec industrie aéronautique et spatiale, CNEELAbandon complet après contre choc pétrolier (1988)

Les années 90:Premières fermes (Port La Nouvelle 1992, aides UE+ADEME)Accords ADEME-EDF 1993 : quelques fermes (Dunkerque, Sallèles,

DOM). Lobbying pour tarifs et programme ambitieux : échecEOLE 2005 (EDF): 1997 pour 500 MW en 2005 par AO compétitifs

¶ 365 MW sélectionnés, < 70 MW réalisés en 5 ans.¶ Tarifs trop bas pour rentabilité & pérennité projets, lancement industrie.

1999/2000: 3 GW en 2010 dans prospective Plan et programme MIES mais préconisation de certificats verts

2000: prise en compte contexte Européen : ouverture vers tarifs

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Le contexte Européen

Directive SERe 7/9/2001:22% de la conso d'élec

UE15 en 2010 doit provenir de SER (au lieu de 14 % en 1997)

Chaque EM peut choisir sa politique pour atteindre son objectif national

Dans les 4 ans la CE peut exiger alignement sur meilleures politiques (tarifs ?) si objectif 22 % non atteignable

Objectif 2010 pour l'éolien:en 1997: 40 GW, 80

TWh/year (N°2 après biomasse)

EWEA 2000: 60 GW d'éolien en 2010 (dont 5 GW offshore)

Share of Power from RE in 1997 and 2010 (% )

4

2

5

4

15

16

9

20

49

70

14

9

10

13

13

21

25

29

29

60

78

22

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Netherlands

United Kingdom

Germany

Ireland

France

Italy

Denmark

Spain

Sweden

Austria

EU 15

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L'application de la directive européenne (France)

France : passage de 15 à 21 % (y compris grande hydro: 66 TWh en 1997)Accroissement minimum de 40 TWh/an de nouvelles ER (hors grande hydro) Requiert au minimum 11 GW d'éolien en 2010 (versus 0.07 GW en 2000)L'éolien devrait représenter 73 % de l'accroissement en énergie des nouvelles ER

(81% de l'augmentation en nouvelles puissances installées) Ces premières évaluations doivent être discutées dans le cadre de la

transposition de la directive et de celui de l'évaluation des obstacles (accès au réseau...) et avant que les engagements de la France soient décidés et publiés)

Nh ref

(2001 ADEME estimate) TWhe/an % h/year at Pref GW %

Wind Power 29 73% 2 600 11,2 81%Biomass 5,9 15% 5 000 1,2 9%

Small Hydro Power 4 10% 4 000 1,0 7%Geothermal Energy 0,8 2% 7 000 0,1 1%

Photovoltaics 0,3 1% 1 200 0,3 2%TOTAL new RE contribution 40 100% 13,7 100%

Total with large Hydro 107Total 2010 demand incl. DSM 510 21%

Additional contribution of RETs in France in 2010 P reference

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Les nouveaux tarifs éoliens en France (P<12 MW)

Deux niveaux successifs :T1 fixe pour tous les projets pour années 1 à 5 (= Allemagne!)T2 variable par projets pour années 6 à 15 (diff. Allemagne)T1 + T2 definissent un "tarif équivalent constant" TeqNhmin: TEC=TECmin => Teqmax=T2max =>T1= T2maxRef. Nhmax : TEC = TECmax > TECmin => T2min

Pour un projet spécifique (P < 12 MW):Nh calculé sur années 1 à 5T2: extrap. linéaireTeq = f (T1, T2, t)TEC = f(Teq, Nh, Iu)

Valeurs de référenceIu=1067 EURO/kWKem = 4%, t=6.5% 5 15

T1

T2 Années

Tarifs

Teq

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Autres principes et “Détails finaux”

Large diff. Nhmin-Nhmax ==> Nhint et 2 droites T2 Indexation des tarifs dans un contrat spécifique:

Pas parfaite ==> diminution rentabilité si inflation repartValeur Nh référence: moyenne 3 ans (5 -meilleur-pire)Valeurs T2 pour années 6-10 & 11-15:

Moins 25% pour kWh au delà de : P x Nhref x 5Décroissance programmée de Iu:

-3.3 % par an à partir de 2002 (EUROS courants)Formule pour correction de l'inflation à partir de 2003+

Deux cas pour les valeurs de Nh de référence:“Favorables” tant que P contrats signés < 1.5 GW“Moins favorables” après 1,5 GW de contrats signés

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Tarifs: Arrêté du 8 juin 2001, valeurs 2001

Hypothèses pour Teq:Taux act. réel: t = 6.5% n = 15 ans

Tarifs 2001, France continentale, P < 1500 MW )

8,38

5,95

3,05

7,028,38

5,41

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

Nh (heures par an à P nominale)

cEU

R /

kW

h .

T1 T2 Teq

Valeurs de référence pour tarifs

France continentale, projets < 12 MW

P (MW) P (MW) cEURO / kWh

Nh: <1500 >1500 T1 T2 Teq

Nhmin: 2000 1900 8,38 8,38 8,38

Nhint: 2600 2400 8,38 5,95 7,02

Nhmax: 3600 3300 8,38 3,05 5,41

Corse & DOM. projets <12 MW

P (MW) P (MW) cEURO / kWh

Nh: <1500 >1500 T1 T2 Teq

Nhmin: 2050 9,15 9,15 9,15

Nhint: 2400 9,15 7,47 8,21

Nhmax: 3300 9,15 4,57 6,59

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Résultats: rentabilité 2001, continent, P < 12 MW

Cas de référence (P < 12 MW par projet):Iu=1067 EUR/kW. Valeur à l'année 16: 15% de l'invest. initialCoefficient dépenses E&M: Kem = 4 % de l'investissement initialInflation moyenne 2001 - 2015: i = 0% ou i = 2 % par an

Profitability Index - 2001, Mainland

i=0 %

i=2%

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

Nh (hours/year at rated power)

PI

= N

PV

/ I

Internal Rate of Return - 2001, Mainland

i=0 %

i=2%

5

67

89

1011

1213

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

Nh (hours/year at rated power)

IRR

(%)

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Adaptation, Contrôle, suivi du système

Possibilité d'adapter les valeurs de référence:D'après les atlas éoliens et les objectifs en GW:

¶ Nh min, Nh max: qualité minimum et maximum des sites D'après le contexte économique et financier :

¶ TECmin et TECmax (accroissement rentabilité avec la productivité)exemple en France: Corse et DOM

Contrôle: une "fraude" sur Nh années 1-5 est-elle profitable ??Accrssmt rentabilité avec Nh: incitation à productivité élevéeActualisation==> importance premiers cash flows (CFs)Maximum rembsmt emprunts années 1 to 5-7: maximiser CFs 1 à 5

Suivi:Valeurs réelles Iu, Kem, Nh (versus Vm), rentabilité économiqueEst prévu par l'ADEME (projet "TOTEM") et sera public

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Conséquences potentielles des tarifs Français

Retombées potentielles:5 à 10 GW en 2010 (comparés à 3 GW visés en janvier 2000) Objectif plus facile à atteindre que par AO compétitifs ou certificats verts

(pas exclus pour l'avenir)Mettre l'accent sur la planification des projets , l'accès au réseau,

l'acceptation des projets, la participation des populations locales dans les projets ("éolien agricole", coopératives)

P > 12 MW (dont offshore): futurs appels d'offres par la CRE Estimation du surcoût pour objectif 10 GW en 2010:

Reporté sur tous les abonnés (contribution au fonds de péréquation des charges de service public)

Pour 9 GW en 1/1/2010 (total 2001-2025: 325 TWh)¶ Total < 5 bEUR (tx actualisation: 5%, coûts évités 4,1 cEURO/kWh) ¶ Maximum en 2017: <1cF/kWh (<0.15 cEURO/kWh), <12 EUR/habitant.an¶ Création d'au minimum 10 000 à 15 000 emplois

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Conclusions

Le succès de l'énergie éolienne fut "inattendu" et sera pérenne:Passé récent: extension cercles vertueux: DK, Allemagne, EspagneFutur proche: extension France en cours, directive UE, accords Kyoto...

L'énergie éolienne va jouer dans la cour des grands:Déjà la deuxième source d'électricité primaire en marché mondial,

derrière l'hydro et devant le nucléaire50 à 100 Gtep de charbon et gaz naturel économisés dans le secteur

électrique mondial au XXIeme siècle La France est maintenant prête à jouer un rôle à sa hauteur:

Excellent potentiel (> 60 TWh/an à terre, > 100 TWh/an offshore)Système tarifaire pouvant attirer les investisseurs (10 GEUR requis!) L'éolien aura un rôle majeur à jouer pour obtenir les 21% de la directive:

5 à 10 GW voire 13 GW d'éolien en 2010 Développeurs de projets expérimentés, industrie potentiellement forte...

mais R&D à remobiliser !