En France, plusieurs dizaines de MW éoliens sont arrivées au terme des quinze années d'obligation d’achat de l’électricité et les volumes deviendront significatifs à partir de 2020. Les exploitants ont trois options : démonter les éoliennes, conserver le parc et vendre l’électricité sur le marché, ou encore remplacer le parc et bénéficier une nouvelle fois d'un système de soutien sur quinze ans. Les premiers parcs comprenaient de petites éoliennes (souvent moins de 1 MW) implantées sur des zones très ventées. Les constructeurs ne produisent plus ces petites machines et certains ont été rachetés, tels Neg Micon et Bonus. Pour toutes ces raisons, la maintenance à long terme pourrait s’avérer problématique. Les exploitants ont fort intérêt à remplacer le parc et ainsi bénéficier d’un système de soutien. Néanmoins, cette démarche est considérée comme un nouveau projet. « Remettre les autorisations en jeu présente toujours un risque de recours. Cependant, les riverains sont habitués aux éoliennes et connaissent leurs impacts réels », relativise Jérôme Billerey, directeur général du groupe Quadran (producteur d’électricité verte). L’entreprise a, par exemple, remplacé en 2010 les 20 éoliennes de 20 à 25 kW raccordées en 1993 à la Désirade (Guadeloupe) par 6 éoliennes de 275 kW. La puissance est limitée, car il s’agit d’une zone cyclonique.Pour éviter aux exploitants de repartir de zéro, le Syndicat des énergies renouvelables présentera en juin à la Direction générale de l'énergie et du climat une proposition de simplification. Il distinguera le revamping (sans changement des caractéristiques du parc) du repowering (qui induit des changements majeurs, par exemple une augmentation notable de la puissance par éolienne). « Nous avons besoin de procédures simplifiées, sachant que les parcs sont déjà acceptés localement et qu’ils seront remplacés par des machines plus performantes. Il faudrait introduire le principe d'un seul niveau de recours, devant le Conseil d’État, contre trois aujourd’hui », insiste Caroline Denis, responsable du développement pour l'opérateur de parcs éoliens Boralex. De plus, les règles de raccordement ont évolué. « Pour le repowering du parc Petite Place (Guadeloupe), EDF nous a imposé la pose d'une ligne électrique sur 20 kilomètres, une opération se chiffrant à 2,4 millions d’euros », dénonce Jérôme Billerey. Le parc est passé de 1,5 à 2,5 MW, mais cette obligation s’appliquait même en conservant une puissance équivalente. Le débat était surréaliste, le réseau est renforcé aux frais du projet. En définitive, la moitié de l’investissement a été prise en charge par EDF mais ces règles peuvent tuer des projets de repowering. Des échanges sont en cours avec le ministère pour clarifier les règles de paiement du raccordement. »Les exploitants peuvent aussi conserver le parc et vendre l’électricité sur le marché, sachant que les machines sont conçues pour durer au moins vingt ans. Le démantèlement n’est donc pas envisagé à court terme et des rénovations permettent de prolonger encore cette durée de vie. « Un exploitant nous a indiqué avoir chiffré une rénovation lourde à 1 million d’euros par MW et une remise à niveau à 500 000 euros par turbine (pour des machines de 2 à 3 MW). Il a choisi la seconde option et nous sommes concernés par 10 % du montant, souligne Nicolas Léon, responsable du développement du secteur renouvelable en France pour le fabricant de roulements SKF. Nous proposons des solutions pour améliorer la planification des interventions, par exemple en suivant l'usure des roulements via des capteurs spécifiques. » L’électricité peut être vendue directement sur le marché, mais les exploitants privilégient une vente à prix fixe via un contrat d'une ou plusieurs années avec un agrégateur. « Nous échangeons avec les exploitants sur les conditions de vente, par exemple le montant de valorisation et les prévisions de production. Les exploitants lancent ensuite des appels d’offres », explique Nicolas Postic, chargé d’approvisionnement à Enercoop. « L’électricité est achetée au prix du marché en retirant nos coûts de fonctionnement (quelques pourcents). Nous y ajoutons le revenu des garanties d’origine, indique Philippe de Montalembert, président d'Hydronext, un autre agrégateur. Le prix du marché est historiquement bas, à 30 euros par MWh contre 50 euros en 2015. » Les installations étant amorties, les exploitants peuvent trouver un équilibre économique avec un tarif plus faible que l'obligation d'achat (80 à 85 euros/MWh), mais un prix de marché de 30 euros par MWh ne permet pas d’engager des plans de maintenance lourde. Ce prix pouvant évoluer rapidement, le choix de conserver ou de remplacer le parc reste ouvert pour les installations qui sortiront de l'obligation d'achat ces prochaines années.Lydie Bahjejian