La Commission européenne a présenté un nouveau ‘Plan d’action européen pour l’énergie éolienne’ afin de garantir que l’Union atteigne ses objectifs ambitieux fixés pour 2030.
Le nouveau plan arrive à un moment où l’Allemagne démonte ses parcs éoliens pour faire place à des mines de charbon et où des projets éoliens en mer sont annulés ou retardés le long de la côte de la mer du Nord en raison de l’augmentation des coûts. En effet, les investissements dans de nouveaux projets éoliens en mer ont chuté de 40 % en 2022, atteignant le niveau le plus bas depuis 2009, et aucun projet éolien commercial n’a reçu le feu vert en 2022. De plus, la Cour des comptes européenne a récemment rapporté dans son rapport de septembre de cette année que le développement des énergies renouvelables en mer en Europe, en particulier les parcs éoliens, menace le monde naturel. Comme nous pouvons le constater, les problèmes liés aux parcs éoliens en Europe sont significatifs, pourtant cela n’empêche pas les bureaucrates de l’UE de continuer à parler de l’énergie éolienne comme d’un grand succès.
Maintenant, l’UE vise à générer 42,5 % de son énergie à partir de sources renouvelables d’ici 2030. Cependant, bien qu’il semble que l’énergie solaire soit sur la bonne voie, l’énergie éolienne accuse un retard. Pour atteindre l’objectif global, les États membres doivent installer 37 gigawatts (GW) de puissance éolienne chaque année, mais la dure réalité est que seulement 16 GW ont été installés en 2022.
– L’énergie éolienne est une histoire de succès européen. Mais notre industrie fait maintenant face à de sérieux défis – a déclaré le Commissaire au Green Deal Maroš Šefčovič lors de la présentation du plan.
Il a noté que de nombreux problèmes se sont produits, entraînant des retards dans l’installation de nouveaux parcs éoliens en raison de processus d’autorisation ‘complexes’, d’un manque d’accès aux matières premières, de problèmes de chaîne d’approvisionnement, de taux d’intérêt élevés et d’inflation, ainsi que de la concurrence étrangère, en particulier de la Chine.
Cependant, sous-jacent à tous ces problèmes se trouve en réalité un manque de rentabilité. Au cours des dernières années, tous les principaux fabricants européens d’éoliennes ont signalé des pertes commerciales significatives. En particulier, l’éolien ‘en mer’, c’est-à-dire les parcs éoliens offshore, est en grande difficulté. Les investissements dans de nouveaux projets éoliens en mer ont chuté de 40 % en 2022, atteignant le niveau le plus bas depuis 2009. Aucun projet offshore commercial n’a reçu d’approbation finale en 2022.
Par exemple, le producteur suédois d’énergie propre Vattenfall a récemment secoué le marché en se retirant de son projet éolien offshore Norfolk Boreas au Royaume-Uni, citant une augmentation de 40 % des coûts en un an en raison de difficultés à sécuriser des composants en provenance de Chine et de l’inflation générale.
Le développement et la construction de projets éoliens en mer sont des affaires complexes et nécessitent un investissement initial plus important que les parcs éoliens terrestres et l’énergie solaire. Par conséquent, de tels investissements sont considérés comme plus risqués, ce qui oblige les investisseurs à rechercher des rendements plus élevés. Selon une étude récente publiée par Mak Đukan, chercheur au Climate Finance and Policy Group à l’ETH Zurich, les primes de rendement sur les projets éoliens en mer en Allemagne étaient supérieures de 3,3 points de pourcentage à celles des projets solaires et éoliens terrestres entre 2017 et 2020.
La combinaison de la hausse des taux d’intérêt de la Banque centrale européenne, de l’imprévisibilité géopolitique et de l’instabilité des prix a amené le secteur à un tournant critique.
Bien qu’il y ait des signes que 2023 connaîtra une poussée, avec 212 éoliennes connectées au réseau au cours du premier semestre de cette année, il semble que cette poussée soit encore loin, car l’UE doit construire plus de 11 gigawatts en moyenne par an d’ici 2030, ce qui signifie environ 1100 éoliennes.
Mais ce ne sont pas seulement les chocs externes qui sapent l’éolien offshore ; la politique est également à blâmer. De nombreux pays qui souhaitent transformer la mer du Nord en centrale électrique verte veulent y parvenir en payant le moins possible. Les investissements dans les usines de turbines et de câbles, la main-d’œuvre, l’infrastructure portuaire et les nouvelles connexions au réseau sont en retard, et les programmes de soutien public de l’UE disponibles consistent principalement à restructurer des fonds existants.
Plus d’enchères illimitées ?
Pour aider l’industrie en difficulté, la Commission a proposé un plan d’action pour aborder tous ces problèmes. L’élément central visant à traiter la rentabilité est un design d’enchères amélioré. Cela ‘enverra des signaux d’investissement tout au long de la chaîne de valeur et est crucial pour garantir la rentabilité du secteur’, a annoncé la Commission.
Des directives exactes ne seront publiées qu’à la fin de mars 2024 après des discussions avec les États membres et l’industrie, mais certains éléments sont déjà clairs. Actuellement, la ‘Directive sur les énergies renouvelables’ exige que les États membres soumettent des plans à long terme pour la programmation des enchères. Le paquet éolien appelle également les ministères nationaux à garantir des calendriers d’enchères à court et moyen terme, ce qui, selon les plans de la Commission, ‘donnera à l’industrie une plus grande confiance dans les opportunités commerciales à court et moyen terme.’
Le texte de la Commission avertit également les pays de ne pas utiliser de manière excessive les soi-disant ‘enchères négatives illimitées’ pour les contrats éoliens offshore. Populaire aux Pays-Bas et en Allemagne, cette forme de contrat crée une situation où les entrepreneurs paient l’État pour le droit d’exploiter le parc éolien.
L’Agence fédérale allemande des réseaux a récemment attribué 7 GW de parcs éoliens offshore pour 12,6 milliards d’euros à deux grandes compagnies pétrolières, BP et Total Energy.
Les enchères illimitées sont attrayantes pour les ministres de l’énergie car elles semblent être une bonne affaire pour le public. Mais un investissement initial plus élevé augmente les coûts de l’électricité que les consommateurs doivent payer.
La Commission avertit donc qu’un tel système augmente le risque financier pour les entrepreneurs.
En effet, des chercheurs du Climate Finance and Policy Group ont précédemment montré qu’un risque plus élevé pour les entrepreneurs signifie également que les investisseurs facturent des taux d’intérêt plus élevés. Cela augmente le prix de gros de l’électricité, la rendant moins compétitive et attrayante pour les investisseurs.
– Cela, ainsi que des cas où il y a des pénalités insuffisantes pour le non-respect des projets, augmente le risque pour la livraison complète et en temps voulu des projets – déclare le plan de la Commission.
En petites lettres
Bien qu’aucune alternative spécifique ne soit mentionnée, la Commission fait allusion à une réforme du marché de l’électricité du bloc. Les pays discutent déjà de savoir si les soi-disant Contrats pour Différence (CfDs) deviendront favorisés au Danemark (et au Royaume-Uni), un standard à travers l’Europe.
Ce contrat permet aux gouvernements de récupérer des revenus excessifs si les prix dépassent un certain seuil, empêchant une répétition de la crise des prix de l’énergie de l’année dernière. Un prix minimum est également introduit pour protéger les producteurs d’électricité si les prix du marché tombent en dessous du minimum.
Bien que cela éliminerait l’incertitude pour les entrepreneurs et les investisseurs (et les consommateurs), une enchère récente infructueuse au Royaume-Uni a également révélé la faiblesse du plan si les prix des enchères sont fixés trop bas.
Un autre problème est l’inflation. Les entrepreneurs de parcs éoliens remportent des enchères à un prix donné. Mais si les coûts deviennent significativement plus élevés lorsque les entreprises viennent commander leurs turbines un an plus tard, le projet est annulé. Pour éviter cela, la Commission propose que les États membres indexent les prix des enchères sur le taux d’inflation dans les clauses contractuelles.
Ce qui sera finalement accepté ne sera connu qu’après mars 2024, suite à des discussions avec les États membres et l’industrie.
