Aucune branche de l’éolien n’est passée aussi vite du stade de niche à l’échelle industrielle que l’éolien en mer. Le premier parc offshore, Vindeby au Danemark (1991), comptait onze éoliennes de 450 kW. Les machines installées aujourd’hui en Europe et en Chine affichent 14 à 16 MW, avec des rotors dépassant 230 m de diamètre, et certains projets dépassent à eux seuls 1 GW. Ce guide explique pourquoi les développeurs acceptent de payer plus cher pour construire en mer, en quoi le matériel diffère de l’éolien terrestre, à quoi ressemblent production et coûts, et où se situent les vraies contraintes.
Pourquoi le vent est meilleur en mer
La puissance du vent varie avec le cube de sa vitesse : un petit gain de vitesse apporte un gros gain d’énergie. La mer est une surface extrêmement lisse : sa rugosité est d’environ 0,0002 m par mer calme, contre 0,03 à 0,1 m pour des terres agricoles et 0,5 m ou plus pour une forêt. Avec moins de frottement, le vent est déjà rapide près de la surface et varie moins avec la hauteur. La turbulence est aussi plus faible, ce qui réduit la fatigue des pales et de la chaîne cinématique.
Un site où le vent moyen atteint 10 m/s à hauteur de moyeu porte donc environ trois fois plus de puissance par mètre carré de rotor qu’un site à 7 m/s. Les bons sites de la mer du Nord se situent entre 9 et 11 m/s ; beaucoup de sites terrestres européens tournent autour de 6 à 8 m/s en moyenne. Notre calculateur de vitesse du vent selon la hauteur montre comment la vitesse moyenne évolue avec la hauteur et le terrain, et vous pouvez explorer la ressource en vent sur la carte mondiale de l’énergie ou en cliquant sur un point de l’Energy Explorer.
Le bénéfice se lit dans un facteur de charge bien plus élevé, c’est-à-dire la part de son maximum théorique qu’une éolienne produit réellement sur un an (voir ce que signifie le facteur de charge).
| Technologie | Facteur de charge habituel | Remarques |
|---|---|---|
| Éolien terrestre, parc ancien | 20–30 % | Rotors plus petits, moyeux plus bas |
| Éolien terrestre, projets récents | 30–45 % | Grands rotors par rapport à la puissance du générateur |
| Éolien en mer posé | 40–55 % | Les projets de mer du Nord dépassent souvent 45 % |
| Éolien flottant (premières fermes) | 45–55 % | Hywind Scotland a affiché certains des meilleurs facteurs du Royaume-Uni lors de ses premières années |
Ces fourchettes sont indicatives et proviennent de l’Offshore Wind Outlook 2019 de l’AIE, des rapports de coûts de l’IRENA et de l’Annual Technology Baseline du NREL. Selon la météo, une année donnée peut s’en écarter de plusieurs points de pourcentage.
Le matériel : éoliennes, fondations et câbles
Éoliennes
Les éoliennes en mer reprennent la même architecture qu’à terre (tripale, face au vent, à axe horizontal), en plus grand. L’installation et la fondation représentent un coût fixe élevé par emplacement : moins de machines, mais plus grandes, cela veut dire moins de fondations, moins de liaisons par câble et moins de rotations de navires. En 2020, le NREL et la Task 37 d’IEA Wind ont publié une éolienne de référence publique de 15 MW, avec un rotor de 240 m et un moyeu à 150 m, représentative des machines mises en service au milieu des années 2020.
Ce qui les distingue des modèles terrestres :
- Générateurs à entraînement direct ou à vitesse intermédiaire, très répandus, car chaque pièce de multiplicateur susceptible de tomber en panne se trouve loin de la côte.
- Protection contre la corrosion : nacelles et mâts étanches et déshumidifiés, revêtements marins et protection cathodique des fondations.
- Pas de limite de transport : des pales dépassant 100 m de long seraient presque impossibles à acheminer par la route, mais elles partent directement en bateau depuis des usines installées à quai.
Fondations
| Fondation | Profondeur d’eau habituelle | Principe |
|---|---|---|
| Monopieu | jusqu’à ~40–60 m | Tube d’acier unique, de 8 à 11 m de diamètre pour les plus grandes éoliennes, battu ou foré dans le fond marin |
| Jacket | ~30–60 m | Treillis d’acier à trois ou quatre pieds fixés par des pieux |
| Fondation gravitaire | faible profondeur, fond ferme | Lourde embase en béton maintenue par son propre poids |
| Spar flottant | 100 m et plus | Cylindre lesté profond, très stable, mais qui exige aussi une grande profondeur à quai |
| Semi-submersible | ~50 m et plus | Trois ou quatre colonnes, assemblées au port puis remorquées |
| Plateforme à lignes tendues | ~50 m et plus | Coque flottante tirée vers le fond par des câbles tendus, faible emprise |
Les fondations et l’installation représentent souvent un quart ou davantage de l’investissement d’un projet. Les monopieux dominent la puissance installée actuelle, car ils se fabriquent facilement en série.
Système électrique
Chaque éolienne alimente un câble inter-éoliennes (en général 66 kV sur les projets récents, contre 33 kV auparavant) relié à une sous-station en mer. La tension y est élevée à 132–275 kV pour le câble d’export vers la côte. Au-delà d’environ 80 à 100 km, le courant continu haute tension (HVDC) devient moins cher que l’alternatif, car les câbles en courant alternatif appellent de forts courants capacitifs qui rognent la capacité de transit. Le HVDC exige toutefois en mer de grandes plateformes de conversion coûteuses : le choix entre alternatif et continu est donc l’une des grandes décisions de conception de tout projet.
Les câbles causent une part disproportionnée des pertes de production. Un défaut sur le câble d’export peut mettre tout un parc à l’arrêt pendant des semaines, le temps de mobiliser un navire de réparation : les projets récents posent donc plus fréquemment deux câbles d’export ou relient leurs sous-stations entre elles.
Exemple chiffré : production annuelle d’un parc en mer de 1 GW
Prenons un projet fictif en mer du Nord : 67 éoliennes de 15 MW (1 005 MW) et une vitesse moyenne du vent à long terme de 10 m/s à hauteur de moyeu.
- Production brute : en combinant une distribution de Weibull du vent et la courbe de puissance de l’éolienne, une machine de 15 MW sur un site à 10 m/s peut atteindre un facteur de charge brut d’environ 55 à 60 %.
- Pertes de sillage : les éoliennes situées en aval tournent dans un air plus lent et plus turbulent. Les grands parcs perdent en général 8 à 15 % par effet de sillage, auxquels s’ajoutent les sillages « externes » des parcs voisins.
- Disponibilité : la hauteur des vagues limite l’accès des équipes aux éoliennes, si bien qu’une disponibilité de 93 à 97 % est courante en mer, contre 97 à 99 % à terre.
- Pertes électriques : les câbles inter-éoliennes et d’export et les transformateurs perdent 2 à 4 %.
Pour fixer les idées, environ 4,2 TWh par an, c’est à peu près la consommation annuelle d’électricité de Chypre, ou la moitié environ de celle de l’Estonie (comparez sur nos fiches pays). En remplaçant une production au gaz à environ 350–400 g CO₂/kWh, ce parc évite quelque 1,5 à 1,7 million de tonnes de CO₂ par an. Vous pouvez refaire ce calcul pour n’importe quel réseau avec le calculateur de CO₂ de l’électricité. Pour une éolienne unique sur votre propre site, le calculateur d’éolienne applique la même méthode Weibull et courbe de puissance.
Combien coûte l’éolien en mer
La comparaison la plus juste passe par le coût actualisé de l’électricité (LCOE) : le coût total sur la durée de vie divisé par la production totale (voir le LCOE expliqué). Dans l’éolien en mer, l’investissement domine :
| Poste de coût | Part approx. du coût sur la durée de vie | Facteurs |
|---|---|---|
| Éoliennes | 30–40 % | Prix de l’acier et des terres rares, marges des turbiniers |
| Fondations et installation | 20–30 % | Profondeur d’eau, nature du sol, tarifs journaliers des navires |
| Électricité (inter-éoliennes, sous-station, export) | 10–20 % | Distance à la côte, alternatif ou HVDC ; parfois à la charge du gestionnaire de réseau |
| Exploitation et maintenance | 20–30 % | Distance, fenêtres météo, navires de transfert d’équipage ou navires de service |
| Développement, financement, démantèlement | le reste | Taux d’intérêt, durée des autorisations |
Ces parts varient beaucoup selon le projet et le pays. Il s’agit de fourchettes indicatives tirées de décompositions de coûts publiées (NREL ATB, IRENA).
Deux points comptent quand vous lisez les prix annoncés :
- Le prix d’enchère n’est pas un LCOE. Le prix d’exercice d’un contrat pour différence intègre une indexation sur l’inflation, des conditions de raccordement et des primes de risque qui changent d’un pays à l’autre. Le Royaume-Uni et l’Allemagne ne traitent pas les ouvrages de transport de la même façon : sur le papier, un même parc peut donc paraître moins cher ou plus cher.
- Les coûts ont remonté après 2021. L’IRENA a suivi une longue baisse du LCOE de l’éolien en mer au cours des années 2010. Puis la hausse des taux d’intérêt et du prix de l’acier, ainsi que les goulets d’étranglement de la chaîne d’approvisionnement en 2022–2024, ont fait repartir les coûts à la hausse, et plusieurs développeurs ont abandonné ou renégocié leurs contrats aux États-Unis et au Royaume-Uni. L’éolien en mer est si gourmand en capital que quelques points de coût du capital font beaucoup bouger le LCOE. Faites l’essai avec le calculateur de LCOE : sur un projet à forte intensité capitalistique, passer le taux d’actualisation de 5 à 8 % augmente en général le LCOE d’environ un quart.
L’éolien flottant coûte encore bien plus cher que l’éolien posé, faute de volumes. L’ATB du NREL prévoit de fortes baisses à mesure que les fermes atteindront des centaines de MW, mais il s’agit de projections, pas de prix observés.
Forces et limites
Forces
- Un facteur de charge élevé et une production plus régulière que l’éolien terrestre ou le solaire.
- En Europe du Nord, la production culmine en hiver, en même temps que la demande et les besoins de chauffage, ce qui en fait un bon complément du solaire.
- De grands sites d’un seul tenant près des centres de consommation côtiers, sans grande concurrence pour le foncier.
- Des retombées importantes pour l’industrie et l’économie portuaire. Dans ses perspectives de 2019, l’AIE évaluait le potentiel technique de l’éolien en mer proche des côtes à plusieurs fois la demande mondiale d’électricité.
Limites
- La variabilité compte toujours. Des accalmies de plusieurs jours sur l’ensemble de la mer du Nord se produisent bel et bien : l’éolien en mer a besoin, comme toute source variable, de capacités de secours, d’interconnexions, de stockage ou de flexibilité de la demande. Notre guide du réseau électrique explique comment les gestionnaires assurent l’équilibre.
- Raccordement au réseau. Amener des gigawatts à terre exige souvent de nouvelles lignes de transport terrestres, dont l’autorisation peut prendre plus de temps que celle du parc lui-même.
- Chaîne d’approvisionnement. Seule une poignée de navires peut installer les plus grandes éoliennes, et les espaces portuaires d’assemblage sont rares.
- Autres usagers de la mer. Routes maritimes, zones de pêche, zones militaires et radars limitent les emplacements possibles.
- Sensibilité au coût du capital, comme indiqué plus haut.
Où se construit l’éolien en mer
Jusqu’au début des années 2020, la puissance installée en mer s’est concentrée en Chine, au Royaume-Uni, en Allemagne, aux Pays-Bas et au Danemark, et le Global Offshore Wind Report du GWEC montre que la Chine a réalisé la plus grosse part des nouvelles installations plusieurs années de suite récemment. Taïwan, la Corée du Sud, le Japon, le Vietnam, la côte Est des États-Unis, la Pologne et les pays baltes construisent leurs premiers grands projets. La géographie pèse lourd : les plateaux continentaux peu profonds et ventés l’emportent. La mer du Nord offre de vastes zones à moins de 50 m de fond, avec des vents moyens proches de 10 m/s, presque idéales pour les fondations posées. La côte Ouest des États-Unis et la côte Pacifique du Japon plongent vite vers les grands fonds et dépendent de la technologie flottante.
Comparez la part de l’éolien dans l’électricité de chaque pays dans les classements, ou ouvrez une fiche pays pour suivre l’évolution de son mix de production.
À retenir
- L’éolien en mer paie plus cher l’investissement et la maintenance en échange d’un vent plus fort et plus régulier : un facteur de charge net de 40 à 55 %, contre 25 à 45 % à terre.
- Les nouveaux projets posés utilisent surtout des éoliennes de 14 à 16 MW sur monopieux ou jackets. Les plateformes flottantes ouvrent les littoraux profonds, mais restent coûteuses.
- Les pertes de sillage, la disponibilité et la fiabilité des câbles déterminent la part de la ressource brute qui atteint le réseau.
- Presque tout le coût est engagé au départ : les taux d’intérêt pèsent donc autant sur le prix de l’électricité éolienne en mer que la technologie des éoliennes.
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Questions fréquentes
Pourquoi construire des éoliennes en mer alors que le terrain coûte moins cher ?
Combien d’électricité produit une éolienne en mer ?
Quelle différence entre éolien en mer posé et flottant ?
Quelle est la durée de vie d’une éolienne en mer ?
L’éolien en mer coûte-t-il plus cher que l’éolien terrestre ?
L’éolien en mer nuit-il à la faune marine ?
Sources et références
- AIE (2019). Offshore Wind Outlook 2019
- IRENA : Renewable Power Generation Costs (série de rapports annuels)
- NREL : Annual Technology Baseline (éolien en mer)
- Gaertner, E. et al. (2020). IEA Wind TCP Task 37: Definition of the IEA 15-Megawatt Offshore Reference Wind Turbine. NREL/TP-5000-75698
- Global Wind Energy Council : Global Offshore Wind Report
Les chiffres de ce guide sont des fourchettes habituelles tirées des sources ci-dessus ; les vôtres dépendent du lieu, des prix et du matériel. Utilisez les calculateurs proposés pour une estimation propre à votre site.