Re-Cout de 936 M€
Julie Terrier
Vous indiquez dans votre précédente réponse qu'un projet commercial bénéficie de plusieurs leviers d'optimisation : moins d'éoliennes pour davantage de puissance, une mutualisation des études et des coûts de développement, des moyens industriels et logistiques, un effet de série sur les composants, ainsi qu'une meilleure répartition des coûts fixes et d'installation. » Je souhaiterais comprendre comment ces leviers s'appliquent concrètement à l'éolien flottant. 1.Moins d'éoliennes. Un moindre nombre de machines suppose des flotteurs plus imposants, donc des remorqueurs plus puissants (et une consommation de carburant accrue), un ancrage plus important, des problématiques d'ingénierie plus complexes — notamment sur le couplage aéro-hydrodynamique — et des moyens logistiques plus lourds (grues d'installation, par exemple). L'économie d'échelle est évidente sur l'éolien posé : où se situe-t-elle sur le flottant ? 2.Mutualisation des études et des coûts de développement. Ces postes ne représentent qu'une part limitée du coût total, et leur mutualisation paraît peu effective à cette échelle. Où se situe l'économie, notamment au regard d'un projet comme EFGL, qui s'est appuyé sur un design de flotteur déjà éprouvé ? 3.Maturité technologique. Bien que qualifié de « commercial », le projet repose sur un flotteur et une éolienne de cette capacité qui n'ont, à ma connaissance, pas encore été installés en configuration flottante à cette taille. Quelle est la différence concrète avec les démonstrateurs existants, en particulier EFGL et son design éprouvé ? 4.Effet de série. Les effets de série permettent des réductions de coûts sur des productions de masse (l'automobile, par exemple), mais semblent limités pour des flotteurs de 5 000 à 6 000 tonnes, comme pour les moyens d'installation, de remorquage ou de mise à l'eau. Comment s'obtient alors le gain de compétitivité attendu par rapport aux démonstrateurs ? 5..Acier et bilan écologique. Les démonstrateurs ont, semble-t-il, eu recours à de l'acier produit hors d'Europe pour des raisons de coût et de capacité de production. Quelles alternatives crédibles envisagez-vous pour Pennavel ? Quel est le bilan écologique global du projet, et que deviendra cet acier au terme des trente ans d'exploitation du parc ? Merci d'avance pour vos réponses.
Bonjour,
Merci pour ces questions précises. Plusieurs portent sur des choix techniques et industriels qui ne sont pas encore arrêtés : le parc est en phase d’études pour plusieurs années, et les décisions sur le flotteur, l’ancrage, l’éolienne et les méthodes d’installation interviendront à l’issue des études en cours.Nous répondons donc sur les éléments établis, sans anticiper des arbitrages non figés.
Démonstrateur et projet commercial. Pennavel est effectivement le premier parc éolien flottant à vocation commerciale en France. L’enjeu n’est pas qu’une technologie « existe déjà » à l’identique, mais de franchir le passage de la ferme pilote à l’échelle industrielle, ce qui est justement facilité par le cadre de l’appel d’offres de l’État (AO5) . Le flottant s’appuie sur des décennies d’expérience de l’offshore et de l’ancrage héritées d’autres industries, et sur une quarantaine d’éoliennes flottantes déjà en service dans le monde, dont 10 en France.
Compétitivité économique. Le tarif que nous avons proposé dans le cadre de l’AO5, attribué en 2024 est de 86,45 €/MWh, comparable au projet flottant méditerranéen attribué à EDF l’année suivante (85,90 €/MWh). C’est ce niveau, établi dans un cadre concurrentiel, qui matérialise le gain de compétitivité permis par le passage à l’échelle commerciale. La division par trois que nous citons par ailleurs concerne la trajectoire historique de l’éolien posé (de 155 €/MWh à Saint-Brieuc en 2011 à 45 €/MWh à Dunkerque en 2019).
Leviers d’optimisation. Les gains d’un projet commercial portent moins sur la pièce unitaire que sur l’ingénierie, l’outillage, la mobilisation et l’amortissement des moyens lourds (remorquage, levage, mise à l’eau), la mutualisation des études et des contrats d’achat, et la répartition des coûts fixes sur une puissance installée plus importante. Le poids relatif de chaque levier dépend des choix techniques et industriels encore en cours de définition ; nous ne communiquons pas, à ce stade, de ventilation détaillée des coûts.
Ancrage. Les solutions d’ancrage sont en cours de dimensionnement. Deux options sont à l’étude : l’ancre à enfouissement (de type ancre de navire) et l’ancrage sur pieu. Aucune n’est écartée à ce jour. La décision finale tiendra compte des conditions de site, de la faisabilité industrielle et des coûts.
Acier et bilan écologique. Les choix de fourniture (matériaux, fabrication) ne sont pas arrêtés : les discussions industrielles se poursuivent, avec une priorité donnée aux fabricants européens et une ambition forte de contenu local. Nous ne sommes donc pas en mesure de détailler une stratégie d’approvisionnement à ce stade. Sur le bilan global, l’éolien en mer affiche un bilan carbone d’environ 20 gCO₂/kWh sur l’ensemble de son cycle de vie, avec un temps de retour carbone inférieur à 5 ans pour une production décarbonée sur 25 à 30 ans.
Fin de vie de l’acier. Le parc est entièrement démontable et réversible. Aujourd’hui, 90 à 95 % des matériaux d’une éolienne (acier, cuivre, béton, aluminium) sont valorisés en fin de vie, l’acier étant l’un des matériaux les plus facilement recyclables. Le coût du démantèlement et du recyclage est provisionné dès le montage financier du projet, conformément à la réglementation.
Nous restons à votre disposition pour poursuivre l’échange ; les éléments techniques se préciseront à mesure de l’avancement des études.
L’équipe Pennavel