Prolonger la vie des parcs

À partir de 2020, de nombreux parcs éoliens vont arriver à la fin de leur contrat d’obligation d’achat de l’électricité produite. De 500 à 1 500 MW par an seront concernés d’ici 2032. Mais plusieurs options sont offertes après la sortie de l’obligation d’achat. Le parc existant peut être démantelé pour qu’un nouveau parc voie le jour sur le même site. Ce « repowering » s’accompagne d’un nouveau contrat d’achat. Toutefois, sur de nombreux sites, de nouvelles contraintes (radars, aéronautique, habitations) sont apparues, et empêcheraient, ou du moins compliqueraient, le développement d’un nouveau parc. Sans oublier que la réglementation s’est elle aussi durcie. Il est alors possible d’envisager de prolonger la vie du parc, quitte à remplacer certains composants des aérogénérateurs pour le faire. Dès lors, le parc ne pourra plus bénéficier de l’obligation d’achat, mais devra se rémunérer en vendant son électricité sur le marché ou via un contrat de gré à gré, avec un industriel par exemple, ou d’un fournisseur indépendant via un purchase power agreement (PPA – contrat d’approvisionnement direct du producteur au consommateur). En Espagne, 6 150 MW sont sortis de tout mécanisme de soutien depuis 2013 et les parcs concernés fonctionnent actuellement en vendant l’électricité sur le marché.

Pas besoin de nouvelle autorisation 

En France, les autorisations d’exploiter un parc éolien sont accordées sans limite de temps, ce qui permet de poursuivre l’exploitation sans avoir besoin d’une nouvelle autorisation. Les machines doivent en revanche être en correct état de fonctionnement pour garantir non seulement leur rentabilité, mais aussi la sécurité de l’installation. Des bureaux d’études spécialisés estiment la durée de vie potentielle des machines. Ils collectent pour cela les données de vent, les données SCADA (système de contrôle et d’acquisition de données), l’historique de la production, tous les événements survenus durant l’exploitation pour estimer la fatigue réelle des composants, afin de préconiser de nouveaux scénarios d’exploitation, voire des mesures de maintenance préventive. Certains gros composants, comme les pales ou la boîte de vitesse, peuvent être changés et nécessiter un nouvel investissement. « Dans ce cas, les banquiers s’en remettent aux auditeurs techniques et aux assureurs pour être sûrs que le parc pourra générer le bénéfice nécessaire à l’investissement », analyse Stéphane Pasquier, directeur général de BPCE Energéco.  Dans le cas d’un parc amorti, les risques couverts par l’assurance peuvent d’ailleurs être allégés, comme ceux couvrant la perte d’exploitation, afin d’améliorer les conditions économiques.

Vers 10 années supplémentaires

Du point de vue de la sécurité, les rapports d’audit permettent aux assureurs de connaître l’état des machines et d’évacuer les risques de casse majeure. « Il faut prévoir une visite périodique des experts pour être sûr de l’état de fonctionnement normal des machines afin d’éviter les risques internes et externes, souligne Damien Limousin, responsable souscription EnR de l’assureur Gothaer. La réglementation ICPE (installations classées pour la protection de l’environnement, NDLR) précise les normes et critères à respecter pour assurer la bonne exploitation des parcs en toute sécurité. Et puis les assureurs font confiance à la profession pour que leur actif soit pérenne le plus longtemps possible. » Les retours d’expériences venus d’Allemagne permettent de dire que, sauf exception, un parc éolien peut être exploité au moins 10 années supplémentaires.