Bernard CHABOT Expert Senior

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1 Bernard CHABOT Expert Senior
Renewable Energy DESS « Qualité des services énergétiques » /2003 Le développement de l'énergie éolienne: fondements énergétiques, environnementaux et économiques Bernard CHABOT Expert Senior ADEME 500 route des lucioles Valbonne - France 1

2 Contenu Introduction: la démarche de maîtrise de l'énergie
Un bref historique Les développements récents en Europe Perspectives mondiales à moyen et long terme L’apport de l ’analyse économique L'évolution du coût du kWh éolien La méthode TEC (taux d'enrichissement en capital) Le "paradoxe des ressources énergétiques gratuites" La détermination de « tarifs efficaces » par le TEC Les nouvelles perspectives en France Conclusions

3 Les défis énergie /environnement /développement
Une démarche gagnante en trois étapes Sobriété énergétique Priorité aux services énergétiques indispensables Pas de moyens publics pour les services superflus Efficacité énergétique Choix appareils et procédés efficaces Diffusion accélérée Recours aux sources d'EP compatibles avec le dév. durable Ressources inépuisables: ER versus fossiles et minières Pas d'émissions de Gaz à effet de serre: ER versus fossiles Applicables en PED, pas d'utilisation duale, pas de déchets à longue durée de vie, pas de risques majeurs: ER versus nucléaire Applicable dans tous les secteurs économiques, en PI et PED, à tous niveaux: citoyens, coll. locales, états…

4 Place de l'éolien dans les énergies renouvelables
Par type de service rendu Production d'électricité sur grands réseaux interconnectés Production de services énergétiques décentralisés : électrification rurale décentralisée, pomp. & dess. de l'eau… Production de vecteurs énergétiques: biocarburants, d' H2 (Production de chaleur: uniquement indirectement) Par état de développement: (Matures: rentabilité, marchés, industrie mondiale établie) En fort développement industriel, rentabilité proche, marchés régionaux émergents, industrie déjà structurée (En R&D, niches de marché, industrie émergente) (Prospective et démonstration faisabilité)

5 Un scénario très prudent de développement ?
Hydroélectricité: de 2500 à 7500 TWh/an Eolien scénario S2: 2 500 TWh en 2037 (monde) >hydro (6000 TWh) en 2060 Cumul: TWhe Hydro + éolien S2: 186 Gtep (50% éolien, plus que les réserves prouvées de pétrole), 177 GtC évités Déclinaison au cas France: Potentiel > potentiel hydro 60 TWh/an à terre 100 TWh/an en mer proche 70 TWh/an entre 2037 et 2050 (méthode INCOS)

6 Evolution : bref historique
Les racines lointaines ( ) : 12eme-18eme siècles: support révolution productivité agriculture. 1840/1940 : début machinisme & électrification rurale: Dk, USA... Mi XXeme: protos centrales, arrêt (pétrole bas côut, nucléaire) La renaissance: Chocs pétroliers (70's): Méga R&D&Machines et industries de pointe: USA, G, S : échecs Les "visionnaires terre à terre" "concept Danois": écoles+PME+Riso Premiers marchés (80's): Tax-credits + PURPA Californie : US Windpower vs Danois Subventions, détaxation puis tarifs Dk => une technologie populaire Une success story "inattendue" : les années 90 Passage de machines de 0,3 MW (30 m) à 2 MW+ (80 m+) Baisse de coûts => tarifs acceptables en Europe, USA, Inde Dk: déjà 15 % conso, projection 50 % en 2030 : possible Relais du succès: Dk => Allemagne => Espagne => F (?)

7 Evolutions récentes (réseaux interconnectés)
Fonctions: "classiques" : production d'énergie électrique "décentralisée" Nouvelles fonctions: services répartis sur réseaux ! Consommation ou fourniture d'énergie réactive Stabilisation fréquence, tension, réductions des harmoniques Types: "Danois": multiplic., générateurs asynchr., incidence var. ou décrochage aér. Attaque directe, chaîne CA/CC/CA, vitesse variable, incidence variable Performances et critères de choix: Bonne productivité énergétique Adaptation au type de gisement éolien local Fiabilité, disponibilité, faible coût d'exploitation et d'entretien-maintenance Design, esthétique, faible bruit à la source Faible coût du kWh et bonne rentabilité plutôt que seulement faible coût initial Offre 2001: VESTAS (24%), ENERCON (15%), NEG MICON (13%), GE Wind (12%), GAMESA (9%), BONUS, NORDEX, MADE, MITSUBISHI... France : Vergnet < 250 kW, JEUMONT INDUSTRIE: 750 kW, études > MW. France : composants (génératrices, pales, mécanismes, mâts), valeur ajoutée locale, transferts de technologies : possibles par ouverture du marché

8 Energie éolienne et environnement
Externalités très réduites (ExtErne : < 1,5 cF/kWh) Dette énergétique des parcs remboursée en 3 à 6 mois Pas d'émission de gaz à effet de serre, de SOx, et Nox Pas d'émissions et de déchets radioactifs Calcul préliminaire: 10 MW, 20 GWh/an sur 20 ans évitent 16 m3 de déchets (princ. courte durée de vie : 300 ans, 40 ml/MWh) 1,2 t de déchets de haute activité (n10E3 à n10E6 ans, 3g/MWhe) Démantèlement aisé: Coût inférieur ou égal à la revente des matériaux Remise en gazon ou cultures en quelques semaines ou mois Des impacts locaux maîtrisables, limités, réversibles Impact visuel, sonore, faune, flore, eau, sols ==> Règles de l'art, recommandations, normes

9 Le contexte récent: la success-story éolienne
Croissance moyenne du parc installé supérieure 26 % de 1998 à 2001! Parc 2001: 2/3 des 25 GW mondiaux en Europe Marché 2001: 6,5 GW >>> centrales nucléaires + 48 % par rapp. à 2000 plus de 7 Geur de CA 70 % en Europe emplois monde Perspectives CT (BTM): 2002: 32 GW, + 7 GW ? + 50 GW de 02 à 06 2006: 15 GW/an (15 Geur)

10 Les 10 pays leaders et la France
Evolution parcs G+Dk+Sp versus UK+F+Ir (tarifs fixes versus AO compétitifs): parc 2001: 15,6 GW vs 0,7 2001 : MW vs 126 2000: MW versus 150 1999: MW versus 37 Certif. Verts (NL): 2001: + 34 MW 2000: + 40 MW 1999: + 53 MW USA: PTC (1.7 cUS/kWh) Stop & go! 400 MW 2002, 2 GW 2003 ?

11 Les pays leaders et la France : évolution 95, 2000, 2005

12 Le Danemark (10 % de la France!)
Histoire et culture éoliennes fortes Mix d'esprit Viking et de démocratie énergétique Chocs pétroliers: Pétrole => charbon en cogen + EE+ ER Anticipation CO2 (1992): EE + ER en LT: Taxe CO2 dès 1992 (tarif éol.), réseau = distr; + collecte dès 1991 Passage de 9 % élec ER en 95 à 22 % en 2010 (14% éolien en 2001) Programmation 50 % électricité par énergie éolienne en 2030 Quelques éléments du succès éolien: 2,5 GW installés en fin 2001 ; 80 % coop. & fermiers Premières fermes offshore commerciales : Middelgrunden 2000: 40 MW, 3% elec Copenhague ; Horns REV 2002: 160 MW (80 x 2 MW V80, élec = conso parcs frigos DK!) 2001: 50 % marché mondial aérogénérateurs 3,4 GW (nucléaire: 1,7 GW…), surtout export (G, USA…) CA: 3 GEURO

13 Evolutions récentes Danemark
Echec passage tarifs ==> certificats verts Remise en cause par nouvelle majorité politique Difficile de jeter la pierre: 475 W/habitant versus F: < 2 ! En avance sur plan ER, emplois Démarrage réhabilitation parc: 250 MW prévus avant fin 2003 Machines 1MW+ au lieu de 100 kW L'industrie Danoise résistera-t-elle à G, Sp, USA... ??

14 L'Allemagne: le contexte de l' « EEG »
Remplace REFIT (91) depuis 1/4/2000 « Compatible constitution, directives & DG4 de l ’UE » Basée sur juste et saine rentabilité projets réalisés selon règles de l ’art Visibilité: tarifs fixes sur 15 à 20 ans pour chaque projet Modulation tarifs fixes par filières et/ou par sites (ex: éolien) Programmation baisse tarifs (ex: éolien -1.5%/an, PV -5%) Contrôle-commande prévu tous les deux ans par Parlement Double fonction réseau: distribution et collecte Projets des Cies < 25% état ou région éligibles Niveaux compensation coûts: Distributeur achète au producteur par ER au tarif TV (cf tableau) 8 transporteurs achètent aux distributeurs à TV Péréquation entre transporteurs ===> % Er(a) et Surcoût(a), coût(a) Obligation achat %Era à coût(a) par tous les distributeurs Distributeur compense surcoût par: répartition sur tous abonnés (maxi « 4 bières par an ») Tarifs ou certificats verts (??)

15 EEG: les tarifs

16 Historique et prospective en Allemagne
Handicaps: Faible gisement, retard / Dk Continuité dès 1988: Progr. pilote 250 MW (88) Tarifs = 80% tarif BT Loi ER (EEG) 2000+ Succès au rendez vous: 8 GW fin 2001 (N°1, > 2%) Industrie créée en 10 ans Succès populaire Agriculteurs Eco-citoyens & investiss. 35000 Emplois, exports Vers 20 à 25 % en 2030 ? Offshore : planification Leadership > 4 MW ??

17 Prospective LT Parc 2010 (éval BTM 1999) Evaluation 2002 (BTM C.):
UE15: 40 GW en 2010 Monde: 64 GW, > 120 TWh/an Evaluation 2002 (BTM C.): 2005: 65 GW (Prod. > 120 TWh) + 12 GWan (> 12 GEUR) 2010: 150 GW (60 UE 15) + 25 GW/an (> 19 GEUR) Parc 2020 (éval. BC 1999) > 200 GW > 400 TWh/an Cumul investissements : 200 GEURO Marché 2020: 20 GW/an (17 GEURO/an d ’activités) Realité >> prévisions !

18 Scénario TLT par analogie éolien / hydro
de 2500 à 7500 TWh/an Cumul: 542 PWh (1015 Wh) Eolien S1: 2 500 TWh/an en 2050 7 500 TWh/an en 2100 Cumul: 296 PWh Eolien S2: 2 500 TWh en 2037 >hydro (6000 TWh) en 2060 Cumul: 542 PWh Hydro + S1: 144 Gtep (35% éolien), 137 GtC évitées Hydro + S2: 186 Gtep (50% éolien), 177 GtC évités The basic assumptions for yearly energy delivery are shown here. Hydropower outputs will increase from (2 500) two thousand five hundred TWh per year to (7 500) seven thousand five hundred in the next century. The corresponding (2 500) two thousand five hundred TWh per year level is achieved in (2050) two thousand fifty for scenario S1, based on the “accelelration factor” of two, and in (2037) two thousand thirty seven for scenario S2, defining an acceleration factor of nearly three. Relevant values of energy delivery in (2100) two thousand one hundred are (7 500) seven thousand five hundred and (14 000) fourteen thousand TWh per year for S1 and S2. As it can be seen, the total energy outputs during the next century are impressive: more than (54) five hundred forty thousands of TWh for hydro and wind in scenario S2 and around (300) three hundred thousands of TWh for wind in scenario S1. Combining together hydro and and wind in S1 or S2 gives an impressive values of (144) one hundred forty four to (186) one hundred eighty six giga tons of oil equivalent (Gtoe) of avoided use of fossil energy in the power sector in the next century if we consider an optimistic mean efficiency value of (50%) fifty per cent for future world fossil based power generation. If we consider a mix of natural gas and coal for power generation with a mean value of (600) six hundred grams of CO2 per kWh, the avoided equivalent carbon of greenhouse gases emissions vary from (137) one hundred thirty seven to (177) one hundred seventy seven Giga tons.

19 Scénario CT/TLT: Puissances installées (monde)
CT: Bon accord avec les plus récentes estimations de marché (BTM Consult: World Market Update 1998 (S1) & 1999 (S2) In order to compare different scenarios and predictions, total operating power for scenarios S1 and S2 are shown here during al the next century on the left graph and from now to 2008 (two thousand eight) on the right graph. One can verify on this last graph the very precise accordance of scenarios S1 and S2 with the short term predictions from BTM Consult published last year and used for S1 and this year which are used for S2.

20 Résultats de prospective TLT: Marchés
Marché net total (nouvelles installations moins retraits plus remplacements et réhabilitations lourdes : maximum vers 2060: S1: 56 GW/an ; S2 : 105 GW/an Marché réhabilitation et remplacement très important : maximum vers 2070: S1: + 29 GW/an; S2 : 54 GW/an correspondant à l'accr. net 20 ans avant en 2050) The results for the corresponding annual wind power markets are shown here. On the left is the graph for the total annual market resulting from the sum of the net annual increase of operating power defined by the Rayleigh distribution and the annual retrofit and replacement market. For this last market a mean value of twenty years is taken for retrofit or replacement of old wind turbines. Maximum values for the total markets occur around (2060) two thousand sixty and are (56) fifty six GW per year for scenario S1 and (105) one hundred five GW per year for scenario S2. As it can be seen on the graph on the right, the retrofit and replacement market itself will be very huge and its maximum values will occur around (2070) two thousand seventy with (29) twenty nine GW per year and (54) fifty four GW per year for scenarios S1 and S2.

21 Comparaisons avec les autres scénarios
Court terme (2010) Bon accord : S1 & BTMmt 1999 (BTM Consult : market trend) Bon accord: S2 & 1999 BTMia (international agreement) & 1999 “Wind Force 10” (EWEA, fed, Greenpeace, basé sur un objectif de 10% d'élec. monde 2020 par énergie éolienne) : S1 & S2 : Plus pessimistes (ou plus réalistes ?) Avantage S1 et S2: pas de "niveau de saturation" après 2030 (usage répartition de Weibull au lieu de Gauss pour dP/an) This graph presents the results of operating power for scenarios S1 and S2 and three other recent scenarios. The first two are the scenarios “market trends” and “international agreements” published by BTM Consult in (1999) nineteen ninety. The third one is the “Wind Force 10” scenario published also in (1999) nineteen ninety by the European wind energy association together with FED and Greenpeace. This scenario is derived from the BTM international agreement one and is based on a potential and voluntary ten percent contribution of wind power to the world electricity production in twenty twenty. On the short term, one can see the good accordance within S1 and the BTM Consult “market trend” scenario and within S2 and BTM Consult “international agreement” scenario. On the longer term, up to (2035) twenty thirty five, scenarios S1 and S2 are more conservative but they don’t present the “saturation level” effect one can see for the three other scenarios after (2030) twenty thirty. And there is no rational reason behind such a saturation effect.

22 Les baisses de coût du kWh éolien
Source: B. Chabot 1998 Inclut les baisses de coûts et les améliorations de productivité des machines Of course, the profitability index method can be used also to calculate only the overall discounted cost of a kWh from a renewable energy technology based power plant. results presented here for wind power plants were published by M. Chabot in the collective French speaking book "Guide de l'énergie éolienne" in 1999. One can see that this kWh cost depends mainly from the mean value of the local onshore or offshore wind speed. As without externalities the cost of kWh from a fossil power plant is between 0.25 and 0.3 French franc per kWh, one can see that on very very high quality sites, wind power is already cost competitive. What is important also is not the exact value of a result but the trend towards low costs, including for offshore projects. In this case, recent experience on offshore wind projects in Europe give a lower estimate for kWh cost and a more optimistic decrease of cost.

23 Actualisation 2002 des baisses de coût du kWh éolien
BC pour Dideme t = 8 % n croissant 15 ans à 30 ans 3 sites de référence 6-6,4 m/s 7-7,2 m/s 7,5-8 m/s Sans bénéfices d'externalités

24 Baisses de coût du kWh éolien en mer
t = 10 % au lieu de 8 % (risque accru), n 20 ans à 30 ans, 3 sites de référence: 7.5 ; 8.5 ; 9.7 m/s

25 Analyse économique: la « Méthode TEC »
Le Taux d ’Enrichissement en Capital TEC: Caractérise le bon emploi des capitaux (investissement initial I pour réaliser le projet) TEC = Valeur Actuelle Nette (VAN) générée par Franc investi TEC = ( Somme des bénéfices actualisés des n années d ’exploitation, moins I ) / I Avantages: Meilleur critère de rentabilité que TRB, TRI Donne accès directement à VAN = TEC.I Définit CGA (Coût Global Actualisé) par TEC = 0 Projets à Cash flows annuels fixes: TEC = a.TV - b, où TV est le tarif de vente du kWh ou du service énergétique ; a et b définis par ratios. Démontre le "paradoxe des ressources énergétiques gratuites" : la marge sur le prix de revient du kWhe ER doit être 2 à 3 fois supérieure à celle sur le kWh "fossile" pour la même rentabilité des projets !

26 Exemple de graphique universel TEC = f (TV/Iu)
Valable pour hydro, éolien, solaire, géoth. Exemple: Eolien Fc = 32% (7,3 m/s), Iu = 7000 F/kW Si TEC = 0,4, TV/IU = 6,2 Donc TV = 6,2*Iu TV = 43,4 cFkWh si TEC = 0 => TV/Iu = 4,75 donc CGA = 33 cF MPR = 30 %

27 Le « Paradoxe des énergies gratuites »
Un paradoxe valable pour toutes les centrales à énergies renouvelables sans coûts de combustibles: hydro, éolien, solaire, géothermie: (MPReol / MPRfossiles) = (1- impact combus/CGA)fossile MPR eol = 2 fois MPR charbon = 3 fois MPR gaz ! Minimum 10 % MPR centrales charb ==> TEC = 0,3 Donc valeur minimum TECaussi 0.3 pour projets éol. (TRI projet = 10% pour t = 6 % et n = 15 ans) Eolien: Cha: Gaz: 120 110 106 Prix de vente différents pour même rentabilité TEC = 0,3 coût comb. coût hors combust. Même coût kWh 100 From the above formula giving the margin on cost versus the profitability index, the "free energy sources paradox" was recently established by M. Chabot. This paradox can be applied to all zero fuel cost renewable energy technologies:wind, hydro, solar, geothermal based power plants. It is based on the formula giving for a same profitability for the investors the ratio between the margins on cost of a renewable energy based power plant like a wind farm and a fossil based one. As one can see this ratio is equals to the ratio of the total cost of the kWh from the fossil plant and the non fuel cost part of this kWh. So, for example, the margin on cost of a wind or hydro or solar or geothermal power plant must be at least two times the margin on cost on a modern coal power plant and 3 times the margin on cost from a natural gas combined cycles power plant As in liberalised power market the Minimum margin on cost value is 10 % for coal plants this implies that the minimum profitability index value is 0.3. If we want to attract investors on renewable energy projects, they should also get this profitability index value of 0.3 for those projects (which corresponds to an internal rate of return of 10% for a discount rate of 6 % and n = 15 years. On the graph of the slide one can see a consequence of this "free energy source paradox", for example for a wind power plant: If this wind plant give the same cost of kWh than a coal and a natural gas combined cycles power plants, for example 100 arbitrary monetary units, one can see that to get the same profitability level of 0.3 for the investor, the selling price must be higher for wind: 120 units instead of 110 for coal and only 106 for natural gas. Conclusions from the application of this paradox should be taken in account by energy policy makers when setting the rules for tariffs for renewable energy based power plants!

28 Exemple de tarifs éoliens efficaces TV

29 La France Bonnes bases historiques (< 1970): Chocs pétroliers:
Soufflerie Eiffel, ENAG, AEROWATT, phares et balises... Protos 1 MW EDF/Neyrpic/BEST Romani: Cp 80% de limite de Betz Chocs pétroliers: "100 kW Ouessant", AEROWATT Essais et échecs avec industrie aéronautique et spatiale, CNEEL Abandon complet après contre choc pétrolier (1988) Les années 90: Premières fermes (Port La Nouvelle 1992, aides UE+ADEME) Accords ADEME-EDF 1993 : quelques fermes (Dunkerque, Sallèles, DOM). Lobbying pour tarifs et programme ambitieux : échec EOLE 2005 (EDF): 1997 pour 500 MW en 2005 par AO compétitifs 365 MW sélectionnés, < 70 MW réalisés en 5 ans. Tarifs trop bas pour rentabilité & pérennité projets, lancement industrie. 1999/2000: 3 GW en 2010 dans prospective Plan et programme MIES mais préconisation de certificats verts 2000: prise en compte contexte Européen : ouverture vers tarifs

30 Le contexte Européen Directive SERe 7/9/2001:
22% de la conso d'élec UE15 en 2010 doit provenir de SER (au lieu de 14 % en 1997) Chaque EM peut choisir sa politique pour atteindre son objectif national Dans les 4 ans la CE peut exiger alignement sur meilleures politiques (tarifs ?) si objectif 22 % non atteignable Objectif 2010 pour l'éolien: en 1997: 40 GW, 80 TWh/year (N°2 après biomasse) EWEA 2000: 60 GW d'éolien en 2010 (dont 5 GW offshore)

31 L'application de la directive européenne (France)
France : passage de 15 à 21 % (y compris grande hydro: 66 TWh en 1997) Accroissement minimum de 40 TWh/an de nouvelles ER (hors grande hydro) Requiert au minimum 11 GW d'éolien en 2010 (versus 0.07 GW en 2000) L'éolien devrait représenter 73 % de l'accroissement en énergie des nouvelles ER (81% de l'augmentation en nouvelles puissances installées) Ces premières évaluations doivent être discutées dans le cadre de la transposition de la directive et de celui de l'évaluation des obstacles (accès au réseau...) et avant que les engagements de la France soient décidés et publiés)

32 Les nouveaux tarifs éoliens en France (P<12 MW)
Deux niveaux successifs : T1 fixe pour tous les projets pour années 1 à 5 (= Allemagne!) T2 variable par projets pour années 6 à 15 (diff. Allemagne) T1 + T2 definissent un "tarif équivalent constant" Teq Nhmin: TEC=TECmin => Teqmax=T2max =>T1= T2max Ref. Nhmax : TEC = TECmax > TECmin => T2min Pour un projet spécifique (P < 12 MW): Nh calculé sur années 1 à 5 T2: extrap. linéaire Teq = f (T1, T2, t) TEC = f(Teq, Nh, Iu) Valeurs de référence Iu=1067 EURO/kW Kem = 4%, t=6.5% Tarifs T1 Teq T2 Années 5 15

33 Autres principes et “Détails finaux”
Large diff. Nhmin-Nhmax ==> Nhint et 2 droites T2 Indexation des tarifs dans un contrat spécifique: Pas parfaite ==> diminution rentabilité si inflation repart Valeur Nh référence: moyenne 3 ans (5 -meilleur-pire) Valeurs T2 pour années 6-10 & 11-15: Moins 25% pour kWh au delà de : P x Nhref x 5 Décroissance programmée de Iu: -3.3 % par an à partir de 2002 (EUROS courants) Formule pour correction de l'inflation à partir de 2003+ Deux cas pour les valeurs de Nh de référence: “Favorables” tant que P contrats signés < 1.5 GW “Moins favorables” après 1,5 GW de contrats signés

34 Tarifs: Arrêté du 8 juin 2001, valeurs 2001
Valeurs de référence pour tarifs France continentale, projets < 12 MW P (MW) cEURO / kWh Nh: <1500 >1500 T1 T2 Teq Nhmin: 2000 1900 8,38 Nhint: 2600 2400 5,95 7,02 Nhmax: 3600 3300 3,05 5,41 Corse & DOM. projets <12 MW 2050 9,15 7,47 8,21 4,57 6,59 Tarifs 2001, France continentale, P < 1500 MW ) 8,38 5,95 3,05 7,02 5,41 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 3400 3600 Nh (heures par an à P nominale) cEUR / kWh . T1 T2 Teq Hypothèses pour Teq: Taux act. réel: t = 6.5% n = 15 ans

35 Résultats: rentabilité 2001, continent, P < 12 MW
Cas de référence (P < 12 MW par projet): Iu=1067 EUR/kW. Valeur à l'année 16: 15% de l'invest. initial Coefficient dépenses E&M: Kem = 4 % de l'investissement initial Inflation moyenne : i = 0% ou i = 2 % par an

36 Adaptation, Contrôle, suivi du système
Possibilité d'adapter les valeurs de référence: D'après les atlas éoliens et les objectifs en GW: Nh min, Nh max: qualité minimum et maximum des sites D'après le contexte économique et financier : TECmin et TECmax (accroissement rentabilité avec la productivité) exemple en France: Corse et DOM Contrôle: une "fraude" sur Nh années 1-5 est-elle profitable ?? Accrssmt rentabilité avec Nh: incitation à productivité élevée Actualisation==> importance premiers cash flows (CFs) Maximum rembsmt emprunts années 1 to 5-7: maximiser CFs 1 à 5 Suivi: Valeurs réelles Iu, Kem, Nh (versus Vm), rentabilité économique Est prévu par l'ADEME (projet "TOTEM") et sera public From this analysis between the past and the future development of hydropower and the future potential wind power development and from the the results of scenarios S1 and S2 for wind power, one can draw three main lessons and conclusions. The first one is that an “acceleration factor” from 2 to 3 in favour of wind energy deployment in the 21st century versus past hydropower one is possible, probable and desirable The second one is that the scenario S1 defined on the basis that yearly wind energy output will be over hydropower one at the end of the century, and which may seem conservative, gives an avoided fossil energy value from hydro plus wind in the 21st century which is (144) one hundred forty four Gtoe of which (37%) thirty seven percent are from wind and which is more than the (1999) nineteen ninety oil proved reserves which are estimated at (140) one hundred forty Gt. The third conclusion is related to the scenario S2 which is defined from the basic and realistic assumption that in the next century as much energy will be delivered from wind than from hydro and which gives more than ( ) five hundred forty thousands TWh and more than ninety Gtoe of avoided fossil fuels in the power sector from wind power. Clearly from those orders of magnitude from this late S2 scenario, wind power appears as a realistic and already available major player to decarbonise the world power sector in the coming century. I thank you for your attention. 3

37 Conséquences potentielles des tarifs Français
Retombées potentielles: 5 à 10 GW en 2010 (comparés à 3 GW visés en janvier 2000) Objectif plus facile à atteindre que par AO compétitifs ou certificats verts (pas exclus pour l'avenir) Mettre l'accent sur la planification des projets , l'accès au réseau, l'acceptation des projets, la participation des populations locales dans les projets ("éolien agricole", coopératives) P > 12 MW (dont offshore): futurs appels d'offres par la CRE Estimation du surcoût pour objectif 10 GW en 2010: Reporté sur tous les abonnés (contribution au fonds de péréquation des charges de service public) Pour 9 GW en 1/1/2010 (total : 325 TWh) Total < 5 bEUR (tx actualisation: 5%, coûts évités 4,1 cEURO/kWh) Maximum en 2017: <1cF/kWh (<0.15 cEURO/kWh), <12 EUR/habitant.an Création d'au minimum à emplois

38 Conclusions Le succès de l'énergie éolienne fut "inattendu" et sera pérenne: Passé récent: extension cercles vertueux: DK, Allemagne, Espagne Futur proche: extension France en cours, directive UE, accords Kyoto... L'énergie éolienne va jouer dans la cour des grands: Déjà la deuxième source d'électricité primaire en marché mondial, derrière l'hydro et devant le nucléaire 50 à 100 Gtep de charbon et gaz naturel économisés dans le secteur électrique mondial au XXIeme siècle La France est maintenant prête à jouer un rôle à sa hauteur: Excellent potentiel (> 60 TWh/an à terre, > 100 TWh/an offshore) Système tarifaire pouvant attirer les investisseurs (10 GEUR requis!) L'éolien aura un rôle majeur à jouer pour obtenir les 21% de la directive: 5 à 10 GW voire 13 GW d'éolien en 2010 Développeurs de projets expérimentés, industrie potentiellement forte... mais R&D à remobiliser !