Depuis le début du projet, le maître d’ouvrage travaille en collaboration avec les représentants des professionnels de la pêche ; plus de 30 réunions ont ainsi été organisées pour identifier les préoccupations de cette profession et proposer conjointement avec la Préfecture maritime, que les conditions d’accès sécurisé soient maintenues dans le futur parc, grâce notamment à une implantation compatible avec les activités maritimes et définies avec les parties prenantes. Le maître d’ouvrage entend à travers ce travail de concertation, fournir l’ensemble des garanties (alignement et espacement entre les éoliennes) à la Préfecture Maritime afin que cette instance prenne la décision de maintenir la navigation dans le parc.
De plus, l’étude sur les ressources halieutique [1], actuellement en cours de réalisation, permettra par la suite de connaître les espèces pêchées sur le plateau des bœufs. Enfin l’étude socio-économique permettra de dénombrer la présence des bateaux sur la zone et de mesurer l’impact du projet en terme économique, sur ces activités. Ces études font partie intégrante de l’étude d’impact (qui sera remise à l’Etat au plus tard en juin 2017 puis soumise à l’enquête publique).
Ce travail a permis d’intégrer les paramètres suivants dans le projet :
• Réduire le nombre d’éoliennes,
• Ne pas implanter d’éoliennes à l’ouest du TORAN 483, excluant ainsi les éoliennes de la zone de chalutage,
• Aligner les éoliennes selon les lignes TORAN (TORAN 500),
• Ouvrir des couloirs de 900 m minimum entre les lignes d’éoliennes,
• Recouvrir les câbles sous-marins d’enrochements,
• Positionner le poste électrique de livraison en mer dans l’axe d’une ligne d’éolienne pour ne pas grever les couloirs.
Ce travail visant à éviter ou réduire les impacts du parc sur la pêche se poursuit en collaboration avec le Comité Régional des pêches.
De plus, des mesures d’accompagnement au soutien d’une pêche durable et responsable, financées par le maître d’ouvrage, sont en cours de définition avec les représentants de la pêche professionnelle. Ces mesures sont définies à l’échelle régionale, avec le Comité Régional des Pêches (COREPEM). Les négociations se poursuivront tout au long des instances de suivi et de concertation, dans le cadre des sous-groupes de travail Pêche.
Enfin, la filière professionnelle de la pêche régionale bénéficiera des retombées de la taxe spécifique à l’éolien en mer due par le maître d’ouvrage. En effet, 35% de cette taxe (environ 2,5 millions d’euros par an sur un plus de 7 millions au total) est attribué au Comité National des pêches pour le financement de « projets concourant à l’exploitation durable des ressources halieutiques ».
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[1] Volet de l’étude d’impact qui sera remise aux services de l’Etat mi 2017. Elles suivent des protocoles méthodologique et scientifique partagés avec les professionnels au sein de l’Instance de suivi et de concertation sous l’égide de l’Etat. Elles sont réalisées par des spécialistes des ressources halieutiques, à savoir, les bureaux d’étude BRLi et QUIET Océan. Sur cette base, le maître d’ouvrage s’est engagé à compenser les manques à gagner avérés.

À ce stade des études, voici les éléments que le maître d’ouvrage peut apporter :
Durant la phase de construction, en raison de l’implantation de 3 ou 4 pieux d’environ 1,2 m de diamètre dans le sol (solution jacket, option privilégiée par le maître d’ouvrage à ce stade actuel d’avancement du projet) et de l’enrochement du câble inter-éolienne, certains habitats et espèces benthiques (présentes sur le fond marin) seront détruits localement au droit de l’implantation des fondations des éoliennes. Ce sont les espèces sessiles (c’est à dire fixées sur le fond) qui seront susceptibles d’être le plus impactées tandis que les espèces mobiles (poissons, mammifères…) quitteront la zone de forage. Quel que soit le type de fondation choisi, cette destruction est locale et temporaire, et représente moins de 1% de la surface totale du parc éolien.
En outre, ces forages impliquent localement et temporairement une remise en suspension des sédiments, ce qui, en général, peut engendrer une turbidité de la colonne d’eau et un risque d’asphyxie des œufs des espèces directement à proximité. Cependant, en l’état actuel des connaissances, la zone du projet ne comprend pas de zones de frayère.
Pour plus d’information sur les études en cours sur la faune et la flore marine, vous pouvez consulter les synthèses des études à ce sujet sur le site du débat public https://eolienmer-pyn.debatpublic.fr/etudes-du-porteur-projet.
Concernant la courantologie, la phase d’exploitation est la plus concernée par ce phénomène. Les courants seront modifiés localement, à l’emplacement de chaque éolienne. Le courant redevient normal entre 10 et 50 m après chaque éolienne, comme le montrent certaines modélisations réalisées sur des parcs éoliens en mer. Il n’y a donc pas d’effet cumulé d’une éolienne à l’autre ; la modification de la courantologie locale est donc négligeable et ne va pas au-delà du périmètre du parc.
Tous ces éléments feront l’objet de développements dans le cadre de l’étude d’impact qui sera soumise à l’enquête publique.

La concession d’utilisation du domaine public maritime a une durée maximale de 30 ans, La durée d’exploitation prévisionnelle quant à elle est estimée entre 20 et 25 ans (la période de construction est fixée à 2 – 3 ans et le démantèlement à 2 ans). A l’issue de cette période d’exploitation, le parc éolien doit être démantelé, conformément à la règlementation (soit à partir de 2041).

Le démantèlement s’applique aux éoliennes, à leurs fondations, aux câbles de raccordement et au poste électrique de livraison.

Les candidats à l’appel d’offres de l’Etat pour l’éolien en mer ont été tenus par le cahier des charges de l’appel d’offres de :

  • Décrire précisément dans leur offre les modalités du démantèlement et de la remise en état du site, qui doit être compatible avec les activités existantes avant la construction du parc ;
  • Prévoir les garanties financières à hauteur du montant des travaux nécessaires au démantèlement ;
  • Réaliser, au plus tard 24 mois avant la fin de l’exploitation, une étude portant sur l’optimisation des conditions du démantèlement et de la remise en état du site, en tenant compte des enjeux liés à l’environnement, aux activités, et à la sécurité maritime.

Concernant le démantèlement, la gestion des déchets est soumise au code de l’environnement. Les déchets sont classés en différentes catégories selon leur nature.

  1. Les éoliennes (sans les fondations)

Les éoliennes peuvent être démontées et transportées à terre pour être recyclées. En effet, les éoliennes sont principalement composées de métaux dont les méthodes et filières de recyclage sont déjà clairement identifiées.

Ainsi, 88 % d’une éolienne (en masse) est recyclable.

Les 12% d’éléments restant composant l’éolienne sont pour l’essentiel des déchets industriels banals, en particulier, les polyvinyles, et terres rares,  qui  seront traités selon les meilleures solutions disponibles au moment du démantèlement.

  1. Les autres composants du parc

Concernant les autres composants du parc (fondations, câbles inter-éoliennes, poste en mer), un certain nombre de composants recyclables (en acier et en cuivre notamment) ont été identifiés à ce jour, ainsi que les interlocuteurs potentiels pour leur valorisation finale.

Par ailleurs, les huiles contenues dans les machines seront prises en charge par une filière spécialisée permettant leur valorisation.

Ainsi, près de 1 600 tonnes de composants recyclables par éolienne ont été identifiés en incluant les fondations, ce qui représente environ 117 000 tonnes pour la zone.

La réalisation d’une étude d’analyse des risques est un prérequis indispensable à la construction, à l’exploitation et au démantèlement d’un parc éolien. Il s’agit d’une demande d’études fixée par le cahier des charges de l’appel d’offres de l’Etat et fait partie de l’étude sur les enjeux socio-économique et humain, déclinée en quatre volets (moyens de surveillance de la navigation, étude d’impact radar, navigation et sécurité maritime et étude de trafic). L’étude des enjeux socio-économique et humain est actuellement en cours de réalisation : le 1er volet a été soumis en août 2015 et les 3 autres volets le seront en juin 2016.
Dans la remise de notre offre aux services de l’Etat, les risques auxquels les usagers de la zone du parc pourraient être exposés, ont fait l’objet d’une première évaluation en 2013, à travers une étude d’analyse des risques. La méthodologie de cette évaluation est définie par l’Organisation maritime internationale (OMI). Dans le courant du 2ème semestre 2016, une fois que les caractéristiques techniques du parc seront connues et l’état précis du trafic maritime sur la zone clairement défini, ces risques seront réévalués dans une version finale de l’analyse des risques (comme exigé dans le cahier des charges de l’appel d’offres). Les résultats de cette étude seront présentés en Commissions Nautiques Locales et Grande Commission Nautique.

A ce stade, les risques d’accidents maritimes et nautiques dans la zone sont jugés admissibles (sous réserve de l’application de mesures de maîtrise des risques, destinées à éviter, réduire ou compenser l’impact du projet sur la sécurité maritime).

  1. Dans la phase de réalisation des études, le maitre d’ouvrage et Adwen intègrent les conditions climatiques comme données d’entrée de leurs études. Cela permet de prendre en compte les conditions climatiques extrêmes auxquelles la zone du parc est exposée, et notamment la vitesse maximale enregistrée durant les 50 dernières années sur le site, soit 215 km/h. Les ouvrages sont conçus pour résister à cette puissance de vent : les pales se mettraient « en drapeau » et les machines s’arrêteraient. Enfin, dans les études d’ingénierie, des normes (ex : normes ISO, codes et standards) sont fixées et imposent un coefficient de sécurité et par conséquent une résistance confirmée des prototypes aux caractéristiques du site. Le risque de collision avec des navires est pris en compte dans l’ingénierie des fondations. Celle-ci comprend les charges associée à la collision avec un bateau de type « bateau de maintenance ». Concernant les bateaux de gros tonnage, l’analyse des risques préliminaire décrite précédemment a évalué le risque de collision entre un navire de ce type et une éolienne, dans le cas d’une dérive du bateau (du fait d’une avarie de propulsion par exemple). A l’issue de l’étude des risques préliminaires, ces scénarios ont été jugés admissibles, sous réserve de la mise en place de mesures telles que, par exemple, la mise à distance des cargos en transit entre l’estuaire de la Loire et l’estuaire de la Garonne ou La Rochelle.

Si un accident maritime se produisait malgré l’ensemble des mesures de maîtrise des risques prises par le maître d’ouvrage à l’issue des travaux sur le sujet menés avec les Autorités et les usagers de la mer, les responsabilités seront établies et le responsable sera tenu d’en assumer les conséquences, comme le prévoient les règles françaises et internationales. Une période d’échanges, de réflexions, de travaux est déjà mise en place, pendant laquelle nous discuterons avec les autorités et les usagers de la mer, des mesures envisageables. Nous présenterons ensuite notre projet du point de vue de la sécurité maritime en Commissions Nautiques Locales et Grande Commission nautique.

Le modèle d’éolienne 8MW choisi par le maître d’ouvrage est en développement et n’a jusqu’ici jamais été utilisé dans un parc éolien. Les éoliennes Adwen de 8 MW sont développées sur la base de la plateforme technologique éprouvée de la 5 MW. Le premier prototype de 8MW sera implanté en 2016.

Les éoliennes démarreraient néanmoins à partir de 11 km/h de vitesse de vent (moyenne sur 10 minutes) et s’arrêteraient automatiquement lorsque le vent dépasse 108 km/h. Selon les études d’estimation de vent menées sur la zone par le maître d’ouvrage elles produiraient donc de l’énergie pendant 90% du temps (soient 7 884 heures par an) :

 

Le parc permettrait donc de fournir l’équivalent de la consommation électrique annuelle d’environ 750 000 personnes (production annuelle d’environ 1 900 GWh), soit plus de la totalité de la population vendéenne, pendant la durée d’exploitation, soit 25 ans environ.

Compte-tenu de la répartition des vents sur la zone d’implantation du projet, les éoliennes devraient tourner environ 90 % du temps. La production annuelle des éoliennes correspond à un fonctionnement à pleine puissance pendant 40% du temps.

Avec un rotor de 180m de diamètre, l’éolienne ADWEN 8 MW choisie pour équiper le parc est conçue pour s’adapter de manière optimale aux vents des côtes françaises. Ces éoliennes sont capables de démarrer à partir d’une vitesse moyenne de vent de 11 km/h, de fonctionner à pleine puissance à partir de 43 km/h environ et de s’arrêter automatiquement lorsque le vent dépasse 108 km/h.

Si ce parc éolien en mer est construit, il permettra de fournir annuellement l’équivalent de la consommation électrique annuelle de près de 750 000 personnes (plus de 1 900 gigawattheures par an), soit plus de la population vendéenne.

Le coût de l’éolien en mer est aujourd’hui plus élevé que celui d’autres sources de production d’électricité, comme le nucléaire installé par exemple. La filière, notamment en France, bien que techniquement mature, est encore en phase d’amorçage industriel et dispose d’une marge importante de réduction de ses coûts.

Une croissance régulière du marché de l’éolien en mer engendrera une baisse de ces coûts, du fait principalement :

  • d’économies d’échelle sur la chaîne d’approvisionnement,
  • de l’optimisation des méthodes d’installation en mer,
  • de l’augmentation de la productivité des éoliennes et de la diminution des coûts d’exploitation
  • d’une concurrence accrue entre les fabricants d’éoliennes et entre les spécialistes des opérations d’installation en mer.

Dans les pays disposant de plusieurs parcs éoliens en mer, comme l’Allemagne ou le Royaume-Uni, on observe une telle tendance. Ainsi, d’après les rapports de l’Office Franco-Allemand  (2013) et du Crown Estate britannique (2012), le coût complet de production de l’électricité  de l’éolien offshore se situe en Allemagne et au Royaume-Uni environ entre 130 et 160€/MWh pour des décisions finales d’investissement prises en 2012, et sa trajectoire prévisionnelle devrait permettre de descendre sous la barre des 100€/MWh pour des décisions finales d’investissement prises en 2020, selon divers scenarios allant d’une croissance modeste à une croissance rapide du secteur.

L’Allemagne et le Royaume-Uni ont en effet plusieurs années d’avance sur la France en matière de parcs éoliens offshore, et ces chiffres laissent donc envisager des perspectives positives quant à la réduction des coûts de production de la filière française d’éolien en mer, sur la base d’un marché croissant et stable soutenu par des engagements de la part de l’Etat.

Les industriels du secteur en France (représentés par le Syndicat des Energies Renouvelables) prévoient que le coût du MWh produit à partir d’installations éoliennes en mer devrait atteindre une valeur située entre 100 et 120 €/MWh entre 2025 et 2030.

Pour les autres secteurs des énergies renouvelables dont le développement est plus ancien (éolien terrestre/PV) on note une tendance à la baisse des coûts de production et on peut donc anticiper un scenario relativement semblable pour l’éolien offshore.

A l’inverse, d’après le rapport de la Cour des Comptes sur l’électricité nucléaire (2014), les coûts de production liés aux centrales nucléaires connaissent une tendance à la hausse depuis quelques années (49,6€/MWh en 2010 contre 59,8€/MWh en 2013). Le coût de l’électricité qui serait produite par les nouvelles centrales nucléaires EPR est lui estimé à 114€/MWh.

L’énergie éolienne, comme toutes les énergies renouvelables, offre également l’avantage de ne pas dépendre pour son fonctionnement d’énergies fossiles. Ainsi, la quasi-totalité des coûts de production de l’éolien offshore sont réinvestis dans les économies locales car le projet ne prévoit pas d’importations de combustible et car les équipements seront majoritairement produits en France, ou en Europe.