Historique

Il y a 20 ans lorsque les " écolos " militaient pour le développement de l’énergie éolienne on leur répliquait en leur demandant s’ils étaient pour " le retour à la bougie ". Les mêmes qui les dénigraient autrefois, sont aujourd’hui les plus virulents " défenseurs d’une énergie propre "... et, paradoxalement ce sont maintenant les " écolos " qui expriment certaines réticences aux projets d’implantations d’éoliennes.

Comment expliquer cette inversion de tendance ? Tout simplement parce que les motivations ne sont pas les mêmes. Personne ne croira que c’est par souci pour l’environnement que les investisseurs spéculent sur ce nouvel eldorado qu’est l’éolien.

Pour comprendre cet engouement il faut revenir quelques années en arrière. En 1996. Le gouvernement lance le plan " Eole 2005 " qui a pour objectif d’atteindre les 500 MW éolien en 2005.

Mais, la " mayonnaise ne prend pas ". Les investisseurs en France ne se bousculent pas puisque 5 ans plus tard la France ne produit que 69 MW éolien...

En 2001, une directive européenne (voir le chapitre " législation ") fixe un objectif de 22,1% d’électricité dont l’énergie d’origine est renouvelable (elle est d’env. 14% en 1999, centrales hydro-électriques incluses !).

Le plan Eole 2005 n’ayant pas été suivi d’effet, l’Etat français décide, par l’arrêté du 8 juin 2001, de fixer le prix de rachat par EDF à 83,8 € le MWh (*) , contre 48 € en 2001.

Bingo ! Le nombre de projets explose depuis cette date.

La rentabilité financière des projets éoliens.

Toutes les expériences le démontrent : la rentabilité d’un investissement dans les éoliennes dépend davantage du tarif de rachat du courant électrique que de la quantité de vent.

Par conséquent nous aurons une bonne vision de la rentabilité de telles installations en étudiant de près le prix, et le mécanisme de rachat de l’électricité produite. Nous complèterons ces informations par l’intégration de quelques autres éléments à prendre en compte (combien coûte une éolienne ? etc...)

Qui dit calcul de rentabilité, dit programme informatique.

Il est possible d’en trouver, au moins 2 , en ligne, sur Internet.

Danois (mais en français) : http://www.windpower.dk/fr

Canadiens(également en français) : http://www.retscreen.net->http://www.retscreen.net ]

Mais les particularités nationales de rachat de l’électricité ont nécessité une adaptation spécifiques. Nous l’avons créer, une feuille de calcul Excel, disponible par Mail sur simple demande à : Admin@villeveyrac.com

Ce programme ne donne pas de valeur pour la rentabilité (qui dépend, entre autre, des investissements) mais il indique, à partir du nombre d’heures de fonctionnement annuel, la production d’électricité théorique et donc le revenu brut annuel d’une installation d’éoliennes, sur la base des tarifs de rachat de l’Arrêté du 8 juin 2001 (Voir texte intégral en annexe).

Selon les simulations de temps de fonctionnement annuel, durant les 15 premières années, les résultats sont parfois très surprenants : dans certaines conditions il vaut mieux suspendre la production momentanément, on gagne plus d’argent que si elles produisaient du courant !

En quoi l’enrichissement de sociétés (nationales (6) ou internationales (7)) est-elle gênante pour le citoyen de base ? En rien, si ce n’est que la différence entre le coût de production réel et le prix de rachat artificiellement élevé, est financé par les pouvoirs public, c’est à dire, en fin de chaîne, le contribuable.

En effet, ce prix de rachat de 83,8 €/MWh ne correspond à aucunes données du marché de l’électricité européen : Le " cours " du MWh est de l’ordre de 25,9 €, et le coût de production du MWh éolien étant de l’ordre de 43 à 53 €, donc plus cher, selon une étude danoise récente (1). Si on peut comprendre qu’une " bonification " du prix du MWh éolien est envisageable pour compenser son surcoût à la production (notons au passage que contrairement aux idées reçues, " l’électricité du vent " n’est pas gratuite...), le montant de 83,8 € MWh engendre à terme une facture énorme pour EDF ( c’est EDF qui est obligé de racheter le courant produit). On n’a pas pour habitude de plaindre cet organisme, mais dans ce cas, cela se répercutera sur le contribuable.

Le surcoût cumulé est compris entre 7 et 11 milliards d’euros pour 5 000 MW installés en 2010, selon que l’on se fonde sur la référence gaz ou nucléaire. Il est compris entre 17 et 26 milliards d’euros pour 12 000 MW installés (soit entre 112 et 170 milliards de francs).

Pour 12 000 MW installés, le surcoût sur le prix du MWh consommé en France augmentera progressivement jusqu’à 2,5 Euro en 2012 et dépassera 1,5 Euro (équivalent à 1 cF/kWh) pendant vingt ans, si la référence retenue est le cycle combiné au gaz. Il augmentera progressivement jusqu’à 4 Euro en 2012 et dépassera 3 Euro (équivalent à 2 cF/kWh, soit 3 % du prix pour les particuliers et près de 15 % pour les industriels) pendant dix ans, si la référence retenue est le nucléaire. ( Commission de Régulation de l’Electricité (3))

Dans d’autres pays les gouvernements font marche arrière (suppression de la " production tax credit " aux USA par exemple). Et, pour limiter la casse, et peut être aussi pour préparer sa privatisation, EDF à créé des filiales, telle que " Energies du Midi "(6) : EDF se rachète à elle-même le courant, c’est toujours ça de moins à racheter aux autres... et c’est indirectement le contribuable qui paye ce surcoût (estimé quand même à 26 Milliards d’€, excusez du peu, par le rapport Birraux - Le Déaut (2) , et par la CRE (3)).

En outre, la législation précise que ce tarif concerne les 1500 premiers MW installés. Il sera, éventuellement (5), minoré pour les installations suivantes.

la règle est donc " Investir le plus rapidement possible, tant que le vent (législatif) est favorable (8)". C’est la course à l’échalote. Les projets affluent de toutes parts, et les autorités préfectorales ont du mal à contenir les inévitables débordements.

Les autorités nationales prévoient d’atteindre les 5000 MW en 2010, les promoteurs parlent de 12000 voir 15000 MW pour la même date...

Les modalités de rachat de l’électricité présentant en outre des effets pervers, comme le signale la CRE (Art 3.5 et suivant), et nos simulations le confirme. En effet, dans certains cas extrêmes, il est plus intéressant financièrement, de ne pas produire de courant, à un moment donné, que d’en produire !

Dans ces conditions, il n’existe en fait que très peu de risques financiers pour les investisseurs.

Le seul risque financier existant étant un réajustement du prix de rachat, par décision politique. C’est déjà la tendance dans certains pays. En effet, la France arrive en retard sur un marché arrivé à maturité au niveau européen. Maturité qui induit une compétitivité, maintenant assez forte, entre des producteurs obligés d’ajuster leurs prix de vente sur un marché libre. La protection administrative française ne résistera pas ad vitam aeternam à la libéralisation de ce marché imposé par l’europe.

D’autre part, au cas où EDF serait privatisé durant ces 15 prochaines années, la situation ne manquerait pas de se compliquer : On voit mal comment l’état pourrait contraindre une société privée d’être obligée de racheter le courant à un tel tarif. Batailles d’avocats en vue...

Quelques autres éléments de la rentabilité.

Investissement et fonctionnement.

Indiquer le prix d’achat d’une éolienne ne veut pas dire grand chose, si ce n’est un ordre de grandeur :

Nous indiquons ici le coût d’une éolienne selon WindPower.Org (danois). Prix février 1998.

Eolienne 600 KW 400 000 à 500 000 €

Coût d’installation 100 000 à 150 000 €

Soit un total de : 500 000 à 650 000 €

Les coûts annuels de maintenance se situent autour de 1,5 à 2 % de l’investissement initial.

Une autre référence, la CRE, situe le total d’investissement à 1067 € / MW , prix 2001, soit :

Pour une éolienne de 1000 KW : 1 067 000 €

Des charges annuelles d’exploitations à 38 000 € le MW ( 3,8 % de l’investissement initial)

A 35% de temps de fonctionnement, soit 1 jour sur 3 de vent exploitable ( le temps de fonctionnement des éoliennes varie de 20 à 40 %, selon le gisement éolien ), 1MW génère sur les 15 premières années un chiffre d’affaire approchant les 3 millions d’euros.

Maintenance et durée de vie.

On verra au chapitre " Aspects techniques " que la durée de vie du matériel installé est de 20 à 25 années. Durant cette période, il y à de forte probabilité de changer au moins une pièce importante (1 pale ou une génératrice) représentant de 20 à 30 % de l’investissement initial.

N.B. Les éoliennes " offshore " présentent un investissement plus élevé, mais un rendement plus élevé également : + 20% environ. Les études danoises affirment également que la durée de vie des éoliennes offshore est nettement plus longue.

Taux de rentabilité estimés.

Dans " Le monde " du 28/05/2002, THEOLIA invitait à investir dans l ’éolien, vantant un taux de rentabilité des fonds propres après impôts de 23 %. (On est loin du livret A...).

La CRE (J.O. n° 143 du 22 juin 2001 page 9932 à 9960) confirme cet ordre de grandeur pour la rentabilité. Pour évaluer la rentabilité des projets éoliens, les valeurs respectives de 1 067 Euro/kW (7 000FF/kW) pour les coûts d’investissement, et 38 /kW (250 FF/kW) pour les charges annuelles d’exploitation ont été retenues ; elles correspondent approximativement aux moyennes constatées dans le cadre des projets Eole 2005 (programme d’appels d’offres antérieur à la loi du 10 février 2000, mené par EDF à la demande des pouvoirs publics), mais sont nettement supérieures aux chiffres observés dans les pays européens où la filière éolienne est la plus développée. Ces valeurs constituent donc des bornes supérieures pour l’estimation des coûts moyens des projets éoliens dans les prochaines années.

Les rentabilités annuelles sont croissantes avec la qualité du site, ce qui est logique, mais, surtout, elles sont très élevées. Les sites correctement ou bien ventés, c’est-à-dire à partir de 2 600 heures, se voient offrir des rentabilités annuelles après impôts de plus de 20 % par an, tout à fait excessives s’agissant de taux moyens sur quinze ans sans risque de défaillance de l’acheteur. Dans le même temps, les éoliennes implantées sur des sites peu ventés se voient offrir une rentabilité acceptable, pouvant même devenir forte car les coûts d’investissement et d’exploitation pour ces sites sont, souvent, plus faibles que pour les sites très ventés.

LES RETOMBEES FINANCIERES.

Avec des conditions aussi " juteuses ", on pourrait croire qu’il y a des retombées financières locales. Est ce le cas ?

Les responsables communaux sont souvent séduit par les éoliennes en pensant à la taxe professionnelle. Dans l’article suivant ( " la dépêche du midi " du 24/09/2002, une interview de Jean-Pierre Peyrade [1]), quelques informations qui relativisent un peu la réalité.

La taxe professionnelle.

Le miroir aux alouettes ?

[...] l’étude d’impact de la centrale éolienne de Rouvenac-Fa montre que le facteur de capacité, c’est-à-dire le rendement, serait de 21 %. " Je ne suis pas contre les éoliennes, mais dans les sites les plus intéressants. A Roquetaillade, le rendement est de 31,5 %, à Sallèles de 45,6 %. Et à Fa de 21 % ! [...]

les seuls gagnants sont les sociétés qui viennent installer leurs éoliennes dans le département. Les communes, alléchées par la perception de la taxe professionnelle feraient même un mauvais calcul. Pour étayer ses dires, Jean-Pierre Peyrade s’appuie sur un document de l’Ademe datant de janvier 2002, où on peut lire que

" pour une éolienne d’un MW dans une commune dont le taux de taxe professionnelle est 10 % et la population supérieure à vingt habitants, le propriétaire de l’éolienne paie une taxe professionnelle totale de 4.269 € (28.000 francs) + 915 € (6.000 francs) = 5.183 € (34.000 francs). L’Etat paie 11.129 € (73.000 francs) + 1.335 € (8.760 francs) = 12.464 € (81.760 francs) à l’ensemble des collectivités. La commune reçoit 7.013 € (46.000 francs), le département 7.013 € (46.000 francs) et la région 1.403 € (9.200 francs).

Selon une enquête auprès des communes qui ont déjà une installation éolienne en activité, le produit moyen de taxe professionnelle par MW se situe entre 15.245 € et 18.294 € (entre 100.000 et 120.000 francs), dont 6.860 € à 8.385 € (45.000 à 55.000 francs) pour la commune.

On n’oubliera pas de signaler que les promoteurs ont tendance à présenter aux maires des estimations de taxes professionnelles très supérieures aux montants réels, et ils " omettent " de signaler l’exonération de 2 ans s’appliquant aux zones éligibles à la prime d’aménagement du territoire....

L’article cité ci-dessus n’évoque pas le cas des communes faisant partie d’une communauté de communes ayant optée pour la taxe professionnelle unique (TPU). Dans les Pyrénées-orientales les habitants de certaines communes commencent à " rechigner " à cause d’un fonctionnement que nous connaissons bien dans un autre domaine (les ordures) : "toi tu vas avoir l’éolienne et nous l’argent !".

Traduit dans la situation d’une communauté de communes comme on en connaît...cela pourrait donner : " les éoliennes chez vous et la TPU pour tout le monde... ".

En d’autres termes, en reprenant l’hypothèse de 6.860 € à 8.385 € de TP par MW :

Une commune membre d’une communauté de commune de 6 communes (comme ça par hasard), sur laquelle est implanté un parc de 11 MW, devrait toucher, en tout et pour tout, entre 12 576 € et 15 372 € de taxes professionnelles annuelles. (6 860 € fois 11 MW divisé par 6 communes)

Si le parc est installé aux confins du territoire d’une commune voisine, non membre de la communauté de commune, le revenu de la TP est : 0 €.

Cette dernière assertion est d’ailleurs une des stratégies des promoteurs qui consiste justement à proposer l’implantation de projet aux confins des limites territoriales d’une commune, avec l’argumentaire " les nuisances pour les voisins, la taxe professionnelle pour vous ". Puis une fois l’accord de la municipalité acquis, on va voir la commune voisine en lui disant " de toutes façons vous avez déjà les nuisances, alors tant qu’à faire tirez en profit en implantant aussi des éoliennes." Ca ressemble quand même étrangement à la situation sur les collines de la Moure .

Les propriétaires fonciers.

Il nous reste à voir une dernière tranche de bénéficiaires potentiels : Les propriétaires des terrains sur lesquels sont implantés les éoliennes. En effet, pour de tels projets, les promoteurs impliquent les propriétaires fonciers, particuliers ou collectivité territoriales, pour des superficies assez variables suivant les configurations topographiques. Dans le cas le plus simple, ( = terrain plat et dégagé), cette superficie, hors chemin d’accès, est de l’ordre de 1 ha par éolienne. On insiste, il ne s’agit que d’une valeur purement indicative.

Le marché du foncier étant plus que variable selon la situation géographique, les seuls données dont nous disposons étant celles de cas particuliers de l’Aude, ne saurait en aucun cas être généralisé. Là encore, nous le signalons dans le seul but de permettre de se faire une idée sur l’ordre de grandeur.

Montmaur Montferrand : 10 000 francs pour 1,5 MW

Avignonet : 6 000 francs pour 750 kW.

Cité par l’ADENL.

Ce qui correspond à une location annuelle comprise dans une fourchette moyenne de 1000 à 1300 € par MW installé ( à peu près 1 Ha ).

La presse quotidienne fait récemment mention de 3 000 € par éolienne, pour une éolienne de 1,5 MW.

Pour un morceau de garrigue, selon que l’on soit propriétaire foncier ou sensible à la richesse écologique d’un tel endroit, c’est " correct " ou " pas grand chose ". Il est vrai qu’on ne trouvera, dans les conditions économiques actuelles, aucune autre production à partir des terrains de garrigue, ayant une telle valorisation. A l’opposé, on peut tout de même se poser la question de savoir si la garrigue ne présente pas d’autres intérêts que financiers... (j’en vois qui rigolent...)

Signalons que certaines conséquences secondaires sont occultées aux propriétaires fonciers :

" On " oublie de leurs dire qu’ils engagent leurs responsabilités morales et financières en cas de problèmes graves, mais surtout que la remise en état du site à la fin de l’exploitation, est une obligation légale. Si des " garanties financières " sont maintenant obligatoires pour les exploitants, rien n’indique que le propriétaire des terres puisse dire son mot pour son éventuelle utilisation (c’est l’exploitant qui décide). Une contractualisation semble indispensable.

Les propriétaires d’immobiliers.

Dans le domaine de l’impact financier sur les terres et propriétés il faut citer des conséquences négatives sur les cotes immobilières des propriétés voisines aux parcs d’éoliennes.

A moins de 500 mètres d’une installation aucune habitation n’est plus vendable. Cette décote immobilière a des répercussions jusqu’à plusieurs kilomètres des installations. C’est le directeur d’" Energies du Midi " lui-même qui le reconnaît ( Mireval 12/12/2001).

De même, l’image de marque des terroirs d’AOC semble dévalorisé.

En résumé, sur les aspects financiers, nous retiendrons que :

Le critère principal de rentabilité d’un parc éolien est le montant du prix de rachat de l’électricité, avant la quantité de vent du site considéré.

La rentabilité est assurée pour les 15 prochaines années, et peut s’estimer à 20 % après impôts, les premières années !

Les principaux bénéficiaires sont les sociétés promotrices de projets. Les miettes sont partagées entre le propriétaire foncier, et les collectivités territoriales.

Les principaux perdants sont les riverains.

Les autres perdants sont les contribuables.

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(1) les évaluations disponibles à l’étranger se situent, dans l’ensemble, au-dessous de 53 Euro/MWh pour des sites correctement ventés. Par exemple, une étude récente (janvier 2001) de l’OCDE sur le Danemark évalue le coût de production éolien dans ce pays à 43 Euro/MWh.

(2) Rapport de C. BIRRAUX député (UDF) et de Jean-Yves LE DEAUT député (PS) " l’état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables " du 22 novembre 2001.

(3) Avis de la Commission de Régulation de l’Electricité J.O. n° 143 du 22 juin 2001.

(4) Cité par l’ADENL (Décembre 2002)

(5) Pour avoir des précisions, consultez le texte de loi de référence, avec le détail des tarifs présenté en annexe. Arrêté du 8 juin 2001 (texte intégral).J.O n° 143 du 22 juin 2001 page 9889 NOR : ECOI0100258A

(6) EDF possède 50% de SIIF Energie, maison mère d’ " Energies du Midi ". Société promotrice des projets d’Aumelas et Montbazin . Aux toutes dernières nouvelles (Février 2003) cette filiale est dissoute, la dénomination " Energies du Midi " n’est plus qu’une enseigne. Reste donc SIIF Energie (Filiale directe d’EDF). André Antolini est le Directeur de SIIF Energies dont certains actionnaires ne figurent pas au Registre de Commerce français (SIIF Luxembourg SA et Synergie Développement et Services), il était auparavant président de la Fédération nationale des promoteurs constructeurs (FNPC). Source : ADENL.

(7) Wind Park Solutions (WPS) est implantée aux USA et en Allemagne. WPS est la promotrice des projets de Villeveyrac et Saint Pargoire.

(8) une toute petite clause de l’art. 10 de la Loi n° 2000-108 du 10 février 2000, précise que : Sous réserve du maintien des contrats en cours et des dispositions de l’article 50, l’obligation de conclure un contrat d’achat prévu au présent article peut être partiellement ou totalement suspendue par décret, pour une durée qui ne peut excéder dix ans, si cette obligation ne répond plus aux objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements.