WIndEurope Offshore 2019 : Optimisme raisonné à Copenhague

Danemark – Mercredi 27/11/2019 mis en ligne mardi 26/11/2019 – Spécial WindEurope – Partie 3. Bien sûr, le rapport de l’Agence internationale de l’énergie consacré à l’offshore éolien a été sur toutes les lèvres à l’occasion de la séance introductive de WindEurope Offshore 2019, à Copenhague, ce mardi 26 novembre.

Et bien sûr, l’objectif 450 GW en offshore en Europe, tel que lancé par l’Union européenne a été à l’honneur, avec la publication d’un rapport de WindEurope montrant la faisabilité de cette ambitieuse cible. Reste que ce « oui nous le pouvons », lancé, entre-autres par Philippe Kavafyan, directeur général de MHI Vestas, et « ambassadeur » de l’événement au Danemark, s’accompagne de nombreuses conditions.

Ce rapport (carte WindEurope ci-dessous) est la réponse à la demande des ministres des énergies des mers du Nord (North Seas Energy Ministers), à Esbjerg, en juin 2019, demandant notamment les besoins en termes d’espace, de réseaux et de chaîne d’approvisionnement, soit autant de potentiels « freins » à un grand bond en avant de l’offshore éolien.

Le rapport présenté ce mardi 26 novembre montre que l’objectif est « faisable », avec 85% de la capacité éolienne (380 GW) dans « les mers du Nord », c’est-à-dire l’Atlantique (au large de la France, de l’Irlande et du Royaume-Uni), la mer du Nord et la mer Baltique. Le solde (70 GW) se répartirait au Sud de l’Europe…

Et cela n’occuperait « que » 3% de la surface. Les 380 GW au Nord occuperaient 76 000 km2, soit moins que la taille de l’Irlande et 2,8% de la superficie des mers du Nord, a insisté Giles Dickson, le directeur général de WIndEurope, en présentant le document. La question surface n’est cependant pas totalement réglée, car le rapport insiste sur la nécessité de faciliter l’intégration de l’éolien marin avec les autres activités, afin de réduire les zones « exclusives », qui font monter le coût des projets.

La question du timing des projets est aussi une autre condition pour qu’ils puissent accélérer au niveau attendu, soit passer de 3 GW supplémentaires par an aujourd’hui à 7 GW à la fin des années 2020 puis à 20 GW par an ensuite. Aujourd’hui, le temps moyen de développement est de 11 ans. Incompatible avec un tel bond en avant. D’où la sérieuse nécessité de dé-risquer les projets, et de réduire les procédures.

La question du raccordement et de la planification des réseaux offshore, mais aussi onshore est au cœur de la problématique. Comme l’a souligné Giles Dickson, raccorder parc après parc n’est tout simplement pas possible, car il n’y aurait pas assez de place pour les atterrages nécessaires. Pour accepter la production de parcs en mer qui vont dépasser le gigawatt, il faut donc mutualiser. Le ministre de l’énergie danois, Dan Jørgensen, a ainsi indiqué que son pays travaillait à un projet d’île artificielle en mer du Nord. Mais ce n’est pas le seul à avoir prôné la mutualisation des lignes, plusieurs projets sont en effet en cours, comme le projet entre la Lituanie et la Pologne, autour d’un futur parc offshore, a expliqué Zygimantas Vaiciunas, le ministre de l’énergie lituanien. Mais c’est aussi le réseau terrestre qui doit progresser afin d’accueillir la production offshore, ont martelé quasiment tous les participants ce mardi matin.

Là encore une condition a été soulevée : la nécessité de passer à des systèmes hybrides (avec plusieurs pays impliqués dans le réseau d’évacuation des parcs). Donc de la législation ad hoc. Ce à quoi d’attèle depuis 2016, la North Seas Energy Cooperation. La commission européenne a d’ailleurs dans une première étude démontré le bien-fondé de telles hybridations, à la fois sur le plan environnemental (moins de lignes) et pour réduire les coûts des projets.

D’autant que l’électricité apporter à terre pourrait aussi permettre de développer une production « d’hydrogène verte » afin de faciliter la conversion des transports du fossile vers une solution plus durable. Ce qui n’empêche pas de renforcer le réseau électrique terrestre, ont cependant insisté les participants.

Bien sûr, la prise en compte de la chaîne d’approvisionnement pour parvenir à ces chiffres est également d’importance ont souligné les représentants de WindEurope. Et une fois encore, il faut de la visibilité, le deuxième mot le plus employé par l’ensemble des fabricants de machines et leurs fournisseurs.

Une visibilité que réclament aussi les investisseurs, a insisté Giles Dickson. Et cette visibilité, c’est clairement en se tournant vers les politiques que l’industrie la réclame. A ce titre, les contrats pour différences (les CfD en initiales anglaises) ont fait leur retour sur le devant de la scène. Philippe Kavafyan les a fermement soutenus lors de sa prestation de l’après-midi, comme Claude Turmes, le ministre de l’Energie luxembourgeois (et surtout comme parlementaire européen, rapporteur de nombreuses directives en faveur des ENR). Des contrats pour différences qui sont en effet devenus des « garants » sûrs pour les investisseurs et les développeurs.

La France, un peu perdue

Quant à la France, représentée par Laurent Michel, le directeur général de l’énergie et du climat au ministère de la transition écologique et solidaire, il a été tancé par le directeur général de WindEurope. Sur les 450 GW, la France pourrait jouer à hauteur de 57 GW, dont 17 GW en Méditerranée.

Autant dire que la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) présentée (toujours dans le même état) par le représentant français fait pâle figure. Et même si elle est révisée en 2023, la marche sera très haute ! En outre, la question des zones exclusives est particulièrement sensible pour la France, avec des coûts des projets qui montent rapidement si les règles ne sont pas assouplies. Quant aux « hubs » offshore (qu’il s’agisse d’îlots artificiels ou de sous-stations ad hoc pour les courant continu), alors que plusieurs pays s’y attèlent (Danemark donc, Allemagne, Pays-Bas et Belgique), en France, la montée actuelle des projets ne permet pas visiblement d’y consacrer autant d’attention.