Énergie éolienne

Le rendement énergétique et la puissance développée des éoliennes sont fonction de la vitesse du vent. Pour les éoliennes tri-pales, en début de plage de fonctionnement (de 3 à 10 m/s), la puissance est approximativement proportionnelle au cube de cette vitesse, jusqu'à un plafond de vitesse de 10 à 25 m/s lié à la capacité du générateur. Les éoliennes tri-pales fonctionnent pour des vitesses de vent généralement comprises entre 11 et 90 km/h (3 à 25 m/s). Au-delà, elles sont progressivement arrêtées pour sécuriser les équipements et minimiser leur usure[A 1]. Les éoliennes actuellement commercialisées sont conçues pour fonctionner dans la plage de 11 à 90 km/h (3 à 25 m/s), que ce soit celles d'Enercon[4], celles d'Areva pour l'éolien en mer[5], ou celles d'Alstom, pour les éoliennes terrestres[6] comme en mer[7].

Comme l'énergie solaire et d'autres énergies renouvelables, l'utilisation massive d'éolien nécessite soit une source d'énergie d'appoint pour les périodes moins ventées, soit des moyens de stockage de l'énergie produite (batteries, stockage hydraulique ou plus récemment, hydrogène, méthanation ou air comprimé).

La Chine a émis une référence technique pour les turbines terrestres dans les zones cycloniques, standard applicable à partir de février 2016, mais non obligatoire. Il a été mis au point par le fabricant chinois Windey, qui a développé des turbines pouvant faire face à des vents extrêmement puissants grâce à leur structure mécanique renforcée et à un algorithme de contrôle qui stoppe les éoliennes au-delà d'une vitesse de 70 m/s. Ces turbines ont ainsi résisté au cyclone Haiku le 8 août 2012, et ses vents de plus de 60 m/s[8].

Éolienne au premier plan d'une centrale thermique à Amsterdam, Pays-Bas.

Comme presque toutes les énergies renouvelables (exceptées les énergies géothermique profonde et marémotrice), l'énergie éolienne est une forme indirecte de l'énergie solaire. Or, la Terre reçoit 175 000 TW d'énergie solaire au sommet de l'atmosphère, dont 900 TW sont convertis en énergie éolienne. À partir d'un modèle de circulation générale de l'atmosphère, couplé à l'effet simulé du freinage des éoliennes, on estime que le potentiel maximal de puissance éolienne récupérable est compris entre 18 et 34 TW[9]. D'autres études estiment que le potentiel éolien est beaucoup plus élevé[10], mais elles négligent les modifications qu'un déploiement massif d'éoliennes induiraient sur la circulation des vents, et donc ne prennent pas en compte toutes les contraintes physiques[11]. Si l'on considère les nombreuses contraintes liées au déploiement des éoliennes, par exemple, en excluant les villes, les parcs naturels, les zones maritimes très éloignées des côtes, etc., tout en prenant en compte l'effet des éoliennes sur le vent, on peut montrer que le potentiel maximal ne peut dépasser 20 TW, et largement moins si on se restreint à un taux de retour énergétique pas trop bas[12].

• Un aérogénérateur : de quelques kilowatts à 7,5 MW[4] ; la plupart des grandes éoliennes installées aujourd'hui en France ont une puissance de 1 à 3 MW. En général, elles sont rassemblées en fermes éoliennes de 6 à 210 MW[13]. La compagnie danoise Vestas a mis à l'essai en janvier 2014 sa nouvelle turbine V164 de 8 MW, dont le mât de 140 mètres de haut et le rotor de 164 mètres de diamètre atteint une hauteur totale de 220 mètres.
• Une centrale thermique à flamme : 120 à 790 MW (en France : centrale DK6 de Engie à Dunkerque) en 2010 ;
• Une centrale solaire photovoltaïque : de quelques centaines de watts à 250 MW (record fin 2012 : 247 MW : centrale solaire d'Agua Caliente aux États-Unis)[14].
• Une centrale solaire thermodynamique : de 2 à 350 MW (record : 354 MW avec la centrale SEGS de Luz Solar Energy dans le désert de Mojave en Californie, États-Unis).
• Une centrale hydro-électrique : de quelques kW à plus de 10 GW (record : 32 turbines de 700 MW soit 22 400 MW au barrage des Trois-Gorges en Chine) en 2006.
• Un réacteur nucléaire : de l'ordre de 900 à 1 500 MW (centrales nucléaires de Chooz dans les Ardennes et de Civaux au sud de Poitiers) et 1 650 MW pour l'EPR en construction à Flamanville.

La puissance est représentative du pic de production possible, mais l'énergie produite dépend de nombreux autres paramètres comme la météo ou les opérations de maintenance nécessaires. Le facteur de charge, rapport entre la production effective et la production maximale théorique, est couramment utilisé comme indicateur de l'énergie produite par une installation électrique. Alors qu'une éolienne a, en moyenne, un facteur de charge de 20 %[15], celui du solaire photovoltaïque est situé autour des 10 %[15] à comparer avec celui du nucléaire : 80 % en moyenne, 73 % en France en 2012 (76 % en 2011)[R 1].

Plus précisément, le facteur de charge moyen de l'éolien a été en 2012 de :

• 24 % en France métropolitaine (contre 21,7 % en 2011, ce qui montre que la ressource éolienne est assez fluctuante d'une année sur l'autre) ; ce facteur de charge varie très fortement au cours de l'année : il a été inférieur à 7 % pendant 10 % de l'année ; on peut noter que, parmi les productions éoliennes relevées à 19 h, heure la plus chargée de la journée, 10 % sont inférieures à 440 MW et 10 % supérieures à 3 700 MW, pour une puissance installée totale de 7 449 MW au 31 décembre 2012[R 2].
• 18 % en Allemagne (19,4 % en 2011)[16].
• 29 % au Royaume-Uni (29,9 % en 2011 ; 23,7 % en 2010), dont 26,2 % pour l'éolien terrestre et 35,2 % pour l'éolien en mer[17].
• 29,8 % aux États-Unis (moyenne des sept dernières années : 29,3 %)[n 2].

Les Anglo-Saxons utilisent parfois un concept légèrement différent du facteur de charge (capacity factor) : le load factor qui est le rapport pmoy/pmax (puissance moyenne / puissance maximale observée) ; la puissance maximale étant toujours inférieure à la puissance installée, le load factor est toujours supérieur au facteur de charge. Voici ses valeurs en 2012 pour six pays européens[B 1] :

• Espagne : 0,33
• Danemark : 0,31
• Irlande : 0,31
• Royaume-Uni : 0,29
• France : 0,27
• Allemagne : 0,22

Les pays dotés de parcs éoliens en mer ont un facteur de charge plus élevé : au Danemark en 2012, le facteur de charge de l'éolien en mer atteignait 45 % contre 25 % pour le parc éolien terrestre[B 2].

La production des éoliennes ne peut pas être modulée à volonté pour l'adapter aux besoins des consommateurs (dans le jargon technique : elle n'est pas dispatchable) ; elle partage cette caractéristique avec les autres énergies produites directement par des sources d'énergie naturelles fluctuantes : solaire, hydraulique au fil de l'eau (c'est-à-dire sans réservoir) ; d'autres sources telles que les centrales nucléaires et les centrales au charbon peuvent être rangées dans une catégorie intermédiaire, car leurs capacités de modulation sont peu utilisées pour des raisons économiques, sauf dans les pays où elles sont appelées à fonctionner en suivi de charge en heures creuses. Il est nécessaire de disposer en complément de ces centrales d'autres moyens de production, beaucoup plus modulables, pour assurer l'ajustement offre-demande d'électricité.

Distribution de probabilité de la production éolienne en Allemagne, 2010.

La production éolienne dépendant directement de la force du vent, elle est très fluctuante (on dit aussi intermittente ou volatile) : le graphique ci-contre montre la distribution de probabilité de la production éolienne en Allemagne [en abscisse : production éolienne en % de la charge maximale du réseau ; en ordonnée : fréquence relative (nombre de valeurs au ¹⁄₄ h dans l'année)] : on note la concentration des fréquences sur les faibles valeurs de production. RTE publie un graphique similaire dans son rapport sur le Bilan électrique 2012[R 2].

Selon l'association VGB, on décompte sur la période 2010-2016 en Allemagne 160 épisodes de cinq jours consécutifs de production éolienne inférieure à 5 GW (la puissance installée du parc éolien était de 26 903 MW en 2010 et de 50 019 MW en 2016), et chaque année a connu des épisodes de vent faible de 10 à 14 jours consécutifs[18]. Une étude de la société Energy Brainpool pour le compte de Greenpeace confirme : sur la période 2006-2016, elle identifie tous les deux ans au moins un épisode de deux semaines de vent faible[19].

• Production d'électricité allemande du 15 au 18 juin 2013
• 
  Les 15 et 16 juin.
• 
  Les 17 et 18 juin.

En France, le facteur de charge des éoliennes (puissance moyenne réalisée/puissance nominale) a été en moyenne de 21,7 % en 2011 et 24 % en 2012 ; pour illustrer la variabilité de cette production, RTE indique que parmi les productions relevées à 19 h, 10 % sont inférieures à 440 MW et 10 % supérieures à 3 700 MW[R 3]. Il est nécessaire de disposer de moyens de production modulables (cycles combinés gaz, hydraulique de lac, etc.), en plus de ceux destinés à compenser les variations de la demande, pour compenser la baisse de puissance des éoliennes lorsque le vent faiblit.

Les données détaillées de RTE (eCO2mix)[20] permettent de constater qu'en 2012, la puissance produite par le parc éolien français varie de 50 MW (0,7 % de sa puissance installée totale) à 6 198 MW (87 %) ; 21,3 % des puissances instantanées observées sont inférieures à 10 % de la puissance installée ; les moyennes journalières varient de 199 MW (15 novembre), soit 2,7 % du total installé, à 5 207 MW (27 décembre), soit 69,5 % du total installé ; les moyennes hebdomadaires varient de 741 MW (semaine 9 : 11 %) à 4 341 MW (semaine 52 : 58 %).

Productions éolienne et nucléaire françaises (facteur de charge), semaine la moins ventée (du 27 février au 4 mars 2012) et semaine la plus ventée (du 24 au 30 décembre 2012)
Source : base eCO2mix (RTE)[20].

Les graphiques ci-dessus présentent les productions éolienne et nucléaire (en pour cent de leur puissance installée respective, afin de faciliter la comparaison des profils de ces deux énergies) sur ces deux semaines extrêmes :

Graphique de gauche : semaine 9, celle de la plus faible production éolienne en 2012[20] ; faits marquants :

• faiblesse de la production éolienne (moyenne hebdomadaire : 11 % de la puissance installée ; moyennes journalières entre 4,5 et 6,4 % sur les quatre jours les moins ventés) ;
• dynamique très forte de la remontée du dernier jour : l'éolien passe de 817 MW à 3 h à 4 050 MW à 21 h, soit +3 233 MW en 18 h, à peu près l'équivalent de la puissance des trois principales centrales de pompage-turbinage françaises.
• constance de la production nucléaire : le taux d'utilisation fluctue très peu, à part un léger fléchissement sur les derniers jours du fait de l'arrêt d'une tranche (Blayais 1) et de légères modulations pour suivi de charge en heures creuses de week-end ; le taux d'utilisation global de 82,5 %[20] s'explique par les arrêts de tranches[n 3]^,[21].

Graphique de droite : semaine 52, celle de la plus forte production éolienne en 2012[20] ; faits marquants :

• niveau élevé de la production éolienne (moyenne hebdomadaire : 57,9 % de la puissance installée ; la moyenne journalière du jour de Noël atteint même 62,8 %, presque égale à celle du nucléaire : 65,3 % ;
• très forte irrégularité de cette production, qui varie de 1 889 MW (28 décembre à 6 h 30) à 6 198 MW (27 décembre à 15 h 30) ; entre ces deux extrêmes, la production chute de 4 309 MW (−70 %) en 15 h ;
• profil beaucoup plus régulier de la production nucléaire, bien qu'il soit nettement plus fluctuant que dans le graphique de gauche, du fait que, cette semaine de fêtes de fin d'année étant une période de faible demande[n 4], le nucléaire et les énergies fatales (hydraulique au fil de l'eau, éolien et solaire) suffisent à couvrir la consommation, si bien que le nucléaire est contraint d'effectuer un suivi de charge (modulation de sa puissance en fonction de la demande, d'où le faible taux d'utilisation moyen hebdomadaire : 74,5 %[20]^,[n 5]^,[21].

Les variations de puissance dues aux « sautes de vent » ne sont pas seulement caractérisées par leur fréquence et leur amplitude, mais aussi par leur pente souvent abrupte, comme on le voit sur les graphiques ci-dessus ; les automatismes de régulation du réseau doivent faire notamment appel, pour compenser ces variations, à la réserve tournante et aux moyens de production les plus souples : centrales de pompage-turbinage et turbines à combustion. Les échanges internationaux apportent également des opportunités de régulation, à condition que les excédents, ou déficits, ne se produisent pas simultanément dans la plupart des pays voisins. En dernier recours, il arrive que la seule solution en cas de trop forte production éolienne soit d'arrêter une partie des éoliennes : l'ADEME explique que les techniques récentes de contrôle des centrales éoliennes permettent de réguler la puissance injectée sur le réseau afin d'en assurer l'équilibre ; lorsqu'on voit dans un parc éolien un ou plusieurs aérogénérateurs à l'arrêt, il ne s'agit pas toujours d'une panne, ou d'un arrêt pour entretien, mais éventuellement d'un arrêt volontaire pour raison de gestion du réseau[A 2].

Une étude rédigée en 2013 par deux chercheurs du Centre international de recherche sur l'environnement et le développement (CIRED) pour le débat sur la transition énergétique relate que « dans les petits systèmes comme le Danemark ou l'Irlande, les chroniques de vent montrent que la variation peut dépasser occasionnellement 15–20 % de la puissance installée en 1 h et atteindre 90 % de la puissance installée en 12 h. C'est en particulier le cas lors des épisodes de vent très fort, qui impliquent un arrêt de sécurité des éoliennes, mais dont on sait mal prédire l'heure d'arrivée et l'ampleur sur le territoire. » Ainsi, le 11 novembre 2010 la production éolienne danoise s'est arrêtée complètement en moins d'une heure et n'a redémarré que deux heures plus tard[22].

Une étude de Hervé Nifenecker montre que, pour résoudre le problème des excédents de production éolienne en période de vent fort, une solution pourrait être de les utiliser à produire de l'hydrogène par électrolyse ; cependant, pour atteindre une durée annuelle de fonctionnement des électrolyseurs suffisante pour obtenir un coût de production d'hydrogène compétitif, il faudrait combiner ces excédents éoliens avec ceux du nucléaire en heures creuses (nuits, week-ends) ; on obtiendrait alors un coût de l'hydrogène de l'ordre de 120 €/MWh, équivalent à 60 c€/litre d'essence pour des voitures équipées de pile à combustible, coût très compétitif par rapport à celui de l'hydrogène produit en Allemagne par de l'électricité à base de charbon et d'éolien[23].

Le métier du stockage d'électricité, qui était jusqu'ici représenté presque uniquement par les propriétaires de barrages hydroélectriques, commence à s'élargir : ainsi, l'électricien japonais Tepco a annoncé le 26 juin 2014 sa décision d'entrer sur le marché de la revente d'électricité en Europe, en commençant par la Grande-Bretagne en 2015, puis la France et l'Allemagne ; la société locale, que Tepco va créer avec le japonais NGK Insulators, installera des ensembles de batteries de grande capacité pour stocker les surplus d'électricité produits par les éoliennes ou de nuit par les centrales à charbon ou nucléaires, et les revendre pendant les heures de forte demande[24].

Selon une étude de l'association internationale de producteurs d’électricité VGB PowerTech, publiée en juin 2017, les centrales de pompage-turbinage allemandes totalisent une puissance installée de 7 GW et peuvent produire environ 0,04 TWh à chacun de leurs cycles quotidiens ; pour pouvoir compenser une période de deux semaines de vent faible (anticyclone hivernal), il faudrait 17 500 centrales de pompage-turbinage de 200 MW. Quant à la solution power to gas - gas to power, son rendement global n'est que de 20 %, si bien que l'électricité produite coûterait cinq fois plus cher que l'énergie éolienne de départ, déjà quatre fois plus coûteuse que le prix du marché[18].

La deuxième partie de ladite étude, publiée en novembre 2018, analyse les données de production éolienne des 18 principaux pays européens dotés d'éoliennes et en conclut qu'il n'existe quasiment pas de foisonnement entre pays, le régime des vents étant fortement corrélé sur l'ensemble de l'Europe. La puissance garantie est estimée à seulement 4 à 5 % de la puissance totale du parc éolien européen. En conséquence, ce parc requiert un backup (moyen de production alternatif pour les périodes où l'éolien n'est pas disponible) de près de 100 %. Ce backup ne peut actuellement reposer que sur les centrales conventionnelles (à combustibles fossiles ou nucléaires)[25].

Le plus grand problème de l'énergie éolienne est son caractère intermittent et aléatoire[26]^,[n 6] : elle n'est pas produite à la demande, mais selon les conditions météorologiques.

Une éolienne produit en moyenne 20 % de sa puissance nominale, du fait des variations du vent[n 7], et n'est pas capable d'adapter rapidement sa production à la demande. La plupart du temps, la nécessité de répondre instantanément à la demande électrique, du fait de l'absence de stockage de l'énergie à grande échelle, oblige à coupler un parc éolien avec des sources d'électricité modulables rapidement telles que celles fonctionnant avec un combustible fossile (centrales au charbon ou au gaz) ou à l'énergie hydraulique (barrages). Les éoliennes sont donc parties intégrantes d'un réseau électrique qui fait généralement appel, pour compenser les périodes de production insuffisante, à des centrales électriques brûlant des combustibles fossiles et émettant du dioxyde de carbone et des polluants atmosphériques.

Une alternative aux centrales d'appoint, du moins pour pallier les variations de la production éolienne à court terme, peut être le stockage de l'énergie en périodes excédentaires, laquelle est restituée en période de creux. Cette solution est déjà employée au moyen de stations de pompage-turbinage (STEP), mais les sites d'implantation économiquement viables de tels ouvrages sont rares (la France ne possède ainsi que sept STEP, d'une puissance cumulée de 7 GW, soit environ 5 % de son parc de 130 GW). Les autres techniques de stockage ne sont encore, en 2018, ni suffisamment performantes ni économiques pour résoudre le problème[n 8].

En France, les capacités des centrales de pompage-turbinage sont actuellement utilisées pour faire face aux variations de la demande électrique, en particulier aux variations les plus rapides ; les centrales nucléaires ne pouvant participer au suivi de charge que de façon relativement lente^[Combien ?].

François Lempérière, expert en énergies renouvelables, propose une variante des STEP dont les réservoirs amonts seraient construits près des côtes, voire dans des atolls artificiels cernés de digues de 50 m de haut, la mer proche constituant alors le second réservoir[29]^,[30].

Dans les années 2000, la société Statoil exploite sur l'île d'Utsira une centrale éolienne qui fournit une ressource électrique stable pour dix logements, même en cas de calme plat, grâce à un stockage chimique : l'énergie excédentaire sert à produire de l'hydrogène par électrolyse et, en cas de temps calme, une génératrice à gaz adaptée pour utiliser de l'hydrogène prend le relais. Une pile à combustible est également utilisée pour reconvertir l'énergie chimique en électricité, mais la technologie n'est pas encore assez mature pour une utilisation non expérimentale dans un site isolé. Un projet de plus grande taille est alors en cours pour les îles Féroé. D'après Statoil en 2007, le coût du kWh de ce type de centrale en site isolé devait être compétitif par rapport à une centrale Diesel moins de dix ans plus tard[31]. Pour les tenants de l'économie hydrogène tels l'économiste Jeremy Rifkin, les énergies renouvelables comme le vent ne doivent d'ailleurs être considérées que comme des sources d'hydrogène, le problème de leur absence de souplesse n'intervenant alors plus sur la consommation finale.

L'Allemagne, qui a significativement investi dans l'énergie éolienne, rencontre des difficultés : son réseau éolien, bien que réparti sur tout son territoire et donc affranchi d'effets purement locaux, peut passer de 0 à 100 % de ses capacités en l'espace de quelques jours (par exemple sur le réseau de la société E.ON^{[réf. nécessaire]}). Lors de la canicule européenne d'août 2003, la capacité des éoliennes est tombée à moins du vingtième (¹⁄₂₀) de sa valeur nominale[32]. L'Allemagne a alors dû importer une quantité d'électricité équivalente à deux tranches nucléaires de 1 GW[33]. Le même phénomène a été observé durant la vague de chaleur nord-américaine de 2006 (en) ; la production réelle des 2 500 MW de capacités nominales en énergie éolienne de Californie était, elle aussi, inférieure au vingtième (¹⁄₂₀) de cette valeur lors des pics de demande[34].

Si la production des éoliennes baisse considérablement durant les périodes de canicule, le même problème est observé durant les jours les plus froids de l'année dont les conditions météorologiques générales sont caractérisées par la faiblesse des vents. Cette absence de production est d'autant plus préoccupante qu'elle est liée aux pics de consommation énergétique dus aux besoins de chauffage. Le cabinet en ingénierie Mott MacDonald, dans une étude de juin 2010, avançait ainsi que « les conditions météorologiques britanniques en hiver conduisent souvent à une combinaison de temps froid avec très peu de vent, rendant les parcs éoliens incapables de rivaliser avec d'autres formes d'énergie lorsque la demande est à son plus haut »[35].

RTE, le gestionnaire du réseau électrique français, estime que l'intégration de l'électricité éolienne dans le réseau actuel est possible sans difficultés majeures à hauteur de 10 à 15 GW, en particulier grâce à la présence en France de trois gisements de vent indépendants, qui permettront un lissage de la production bien meilleur qu'en Allemagne ou au Danemark. Le Danemark a été longtemps un îlot éolien isolé au milieu d'un océan de consommateurs européens sans éolien ; en cas de surproduction, il exportait essentiellement vers l'Allemagne. Maintenant que l'Allemagne du Nord est fortement « éolisée », le Danemark pratique un échange avec la Suède et la Norvège dont l'électricité est en grande partie d'origine hydraulique et peut donc absorber des variations rapides de la production éolienne et de la consommation^{[réf. nécessaire]}.

Les pays les plus dépendants de l'énergie éolienne (Allemagne, Danemark, etc.)[n 9] pallient l'intermittence avec des centrales thermiques et avec l'importation d'électricité produite par d'autres pays, notamment l'électro-nucléaire français et l'hydraulique norvégienne[36]. Ainsi, par exemple, bien que le Danemark soit le pays où l'énergie éolienne est la plus développée[n 10], ses émissions de CO₂ par kWh et par habitant étaient en 2007 les onzièmes plus élevées d'Europe[37]^,[38]. La production d'électricité s'y fait essentiellement par le biais de centrales thermiques au charbon, qui émettent de très gros volumes de CO₂. Des conclusions du même type, pourraient s'appliquer à la Belgique, troisième pays le plus dépendant de l'énergie nucléaire dans le monde (55 % de la production d'électricité) après la France et à la Lituanie, qui affiche des émissions de gaz à effet de serre per capita de 16 % supérieures à celles du Danemark[39].

La production éolienne peut être prévue avec une assez bonne précision (écart-type de 3 % à l'échéance d'une heure et de 7 % à l'échéance de 72 h sur l'ensemble de la France ; à la maille d'un parc éolien, l'écart-type atteint 15 % en moyenne, avec une disparité importante selon la topographie locale) grâce à des modèles informatiques croisant les prévisions météorologiques détaillées par régions avec la localisation des parcs éoliens. En France, le modèle Préole de RTE effectue ces calculs à partir des prévisions de Météo-France à trois jours. Cela permet d'anticiper les mesures d'adaptation à prendre pour compenser les variations de la production éolienne[40].

Production éolienne mensuelle en Allemagne pour l'année 2012. Le graphique illustre la saisonnalité de la production éolienne : la production mensuelle est plus élevée pendant les mois d'hiver que les mois d'été.

L'ADEME fait remarquer : « les vents sont plus fréquents en hiver lorsque la demande d'électricité est la plus forte »[A 3]. Les données détaillées fournies par le gestionnaire du réseau de transport RTE dans la base de données eCO2mix[20] permettent effectivement de constater qu'en 2012, la puissance moyenne produite en hiver (décembre à février) est de 2 286 MW (soit 32 % de la puissance installée) contre 1 220 MW (17,2 %) en été (juillet-août) : la saisonnalité est donc bien réelle, mais le facteur de charge atteint en hiver reste modeste et il arrive que la production éolienne reste proche de zéro pendant plusieurs jours de suite (cf. graphique ci-dessus).

L'ADEME affirme que la variabilité des vents au niveau local « peut être en partie atténuée : vu les régimes climatiques différents des régions de France les plus ventées, la production éolienne n'y est pas nulle au même moment »[A 3] ; elle fournit une carte de ces régions : façade nord-ouest du pays, de la Vendée au Pas-de-Calais, Vallée du Rhône et côte languedocienne[A 4], mais ne donne aucun chiffre sur ce foisonnement.

Les données détaillées de RTE (eCO2mix)[20] permettent de constater qu'en 2012, la puissance produite par le parc éolien français tombe fréquemment à des valeurs très basses : la production la plus basse de l'année est de 50 MW, soit 0,7 % de la puissance installée totale, et la puissance réelle observée est inférieure à 10 % de la puissance installée totale pendant 21,3 % de l'année : le foisonnement existe donc, mais ses effets sont minimes. Une raison probable en est que les gisements éoliens méridionaux sont peu exploités : les parcs éoliens sont concentrés dans la moitié nord de la France, ils sont beaucoup moins nombreux en Languedoc et encore moins dans la vallée du Rhône.

Un foisonnement existe de façon évidente entre les régions touchées successivement par le passage d'une même perturbation : ainsi, le jour du passage de la tempête Xynthia, le 28 février 2010, les éoliennes vendéennes se sont arrêtées en début de nuit[n 11], celles de la Beauce en début de matinée et celles de Champagne en milieu de matinée ; au total, à l'échelle de la France, le profil de production pour le système entier est resté relativement plat[22].

Une bonne mesure du foisonnement de l'éolien français est donnée par le ratio « production minimale / production maximale » de l'éolien, qui en 2011 et en France atteint 3,6 %, alors qu'il est inférieur à 1 % pour les cinq principaux pays européens, et même nul en Grande-Bretagne[B 3].

Au niveau européen, le foisonnement entre les divers pays disposant d'une production éolienne est plus significatif : en 2012, les taux de corrélation entre les productions éoliennes horaires des six principaux pays étaient les suivants :

On observe une corrélation élevée entre l'Allemagne et le Danemark ainsi qu'entre la Grande-Bretagne et l'Irlande ; d'une façon générale, plus deux pays sont éloignés, plus la corrélation est faible, donc le potentiel de foisonnement important. Un calcul d'agrégation des données des six pays montre que la puissance minimale moyenne sur douze heures consécutives atteint 6,7 % de la puissance maximale alors que pour les pays pris individuellement elle va de 0 % en Grande-Bretagne à 3,6 % en France, et sur 96 heures elle atteint 14,2 % pour les six pays agrégés[B 5] contre 3 % (GB) à 10 % (Espagne) en individuel[B 6].

Cependant, du fait des longues distances entre la France et le Danemark, l'Espagne et l'Allemagne ou l'Irlande, exploiter ce potentiel nécessiterait la construction de lignes à très haute tension en courant continu, seules capables de transporter l'électricité à plusieurs milliers de kilomètres sans pertes en ligne excessives (voir l'exemple du Québec ou de la Chine). Ce foisonnement est cependant déjà en partie exploité, par exemple entre la France et l'Allemagne : la forte progression des importations d'électricité de la France en provenance d'Allemagne pendant la décennie 2000[n 12] est en grande partie due aux excédents éoliens allemands (et plus récemment, aux excédents solaires en été).

Une étude de l'association internationale de producteurs d’électricité VGB PowerTech publiée en juin 2017 montre que les 150 GW d'éoliennes installés dans 18 pays européens en 2016 ont produit en moyenne 33 GW et au minimum 6,5 GW, soit seulement 4 % de la puissance installée. L'éolien ne contribue donc pas à la sécurité de l'approvisionnement et exige une capacité quasiment équivalente de systèmes de secours (centrales ou stockage)[41].

Production mensuelle éolienne et photovoltaïque en Allemagne en 2012 : complémentarité saisonnière entre les deux énergies.

On peut aussi mentionner la complémentarité entre le solaire et l'éolien :

• le solaire produit le jour, pas la nuit ; l'éolien produit un peu plus la nuit que le jour^[Combien ?][R 3] ;
• le solaire produit surtout en été et très peu en hiver^[Combien ?] : l'éolien produit nettement plus en hiver qu'en été (cf. section Saisonnalité de la production éolienne) ;
• le solaire peut donc contribuer, en été, à atténuer^[Combien ?] le problème de l'absence quasi totale de vent lors des épisodes anticycloniques.

Le graphique ci-contre illustre la complémentarité saisonnière entre l'éolien et le solaire photovoltaïque.

Exemple de l'impact du foisonnement éolien en Europe en 2012 : la puissance moyenne minimale disponible en France est plus faible sur chaque intervalle de temps que la puissance moyenne minimale disponible dans six pays européens (Allemagne, Danemark, Espagne, France, Irlande et Royaume-Uni).

Selon certains spécialistes, il serait possible d'intégrer jusqu'à 20 % d'énergie éolienne, sans surcoût important, car les réseaux électriques sont par nature voués à gérer la régulation d'une offre et d'une demande fluctuantes. Avec ou sans éolien, des unités de réserves sont de toute façon nécessaires. L'irrégularité de la production éolienne nécessite néanmoins un accroissement de cette réserve, dès lors que l'éolien représente une part significative de la production. Le rapport de 2009 « Le Pari de l'éolien »[42] mentionne : « RTE ne semble pas s'inquiéter de l'intégration de la production éolienne sur le réseau dans un avenir proche : il prévoit des capacités de réserves afin de compenser tout aléa, qu'il soit d'origine climatique (pour l'éolien ou le petit hydraulique) ou dû à une panne de centrales, à hauteur de deux centrales nucléaires ».

Aussi les coûts liés à l'intermittence doivent-ils prendre en compte la capacité d'intégration à un réseau déjà équipé pour gérer la variabilité de la demande et les risques de pannes ou d'indisponibilité des grosses unités classiques. La multiplicité des sources éoliennes peut sembler éviter l'inconvénient des grosses unités classiques, dont la panne subite peut amener à mobiliser plusieurs unités de réserves ; cependant, les variations des vents peuvent affecter un grand nombre d'éoliennes simultanément, annulant le bénéfice espéré du foisonnement : l'indisponibilité simultanée de l'ensemble des éoliennes lors d'une période anticyclonique est bien plus difficile à gérer que la perte d'un réacteur nucléaire. Enfin, l'intégration à un large réseau permettant des équilibrages, jusqu'à un taux d'environ 20 % d'éolien, permet de pallier partiellement l'impossibilité du stockage de masse[43].

L'énergie éolienne est par essence une énergie intermittente. Elle n'est prévisible que dans la limite des prévisions météorologiques et ne peut être stockée sous sa forme primaire.

Les partisans des énergies renouvelables voient dans le mix énergétique, combinant éolien, solaire et géothermie, dans le stockage de l'énergie et les économies d'énergie, des solutions pour pallier les problèmes d'intermittence de l'éolien.

L'université de Kassel a créé une centrale virtuelle d'électricité 100 % renouvelable. Elle combine les deux énergies intermittentes éolienne et solaire, ainsi que deux énergies non intermittentes, l'énergie hydroélectrique et le biogaz, permettant de stocker de l'énergie en cas de surplus, de prendre le relais en l'absence de vent ou de soleil et de réaliser l'appoint[44]^,[45].

Combiner plusieurs sources renouvelables d'électricité (éolien, photovoltaïque, marémotrice, et hydroélectricité) via un « réseau intelligent » (smart grid) pourrait atténuer les problèmes posés par l'intermittence de chaque source prise individuellement[46].

L'Allemagne, dont la sortie du nucléaire est programmée pour 2022, doit relever le défi de la transition énergétique en faveur des énergies renouvelables. Les difficultés à stocker cette énergie à grande échelle et de manière connectée au réseau conduit parfois à une non exploitation du plein potentiel de cette ressource. L'utilisation de l'hydrogène comme vecteur énergétique est une des pistes les plus sérieusement envisagées. L'électrolyse est un procédé connu et maitrisé qui permet d'utiliser le surplus d'énergie pour produire de l'hydrogène. La pile à combustible est une des pistes de recherche, comme l'atteste le projet Myrte, plateforme de recherche et développement qui a pour objectif de stocker l'énergie solaire sous forme d'hydrogène, inauguré au début de l'année 2012 en Corse. On peut également citer le projet de recherche européen INGRID lancé en juillet 2012, qui explore la piste du stockage de l'hydrogène sous forme solide grâce à un alliage d'hydrure de magnésium. Le groupe E.ON teste de son côté l'injection de l'hydrogène directement dans le réseau gazier allemand. Un site pilote devrait être construit à Falkenhagen (nord-est de l'Allemagne) d'ici 2013[47].

La solution du stockage de l'énergie électrique dans des batteries n'est envisagée que pour des sites isolés et des productions de faible importance. Ce type de stockage est limité par l'investissement représenté par des batteries de grande capacité et par la pollution engendrée par leur recyclage.

Une méthode utilisée pour exploiter et stocker les productions excédentaires des éoliennes consiste à les coupler avec des techniques de pompage-turbinage au sein de centrales hydro-éoliennes. Cette technique est à la fois la plus simple et la plus prometteuse après le simple couplage à un potentiel hydraulique supérieur ou égal au potentiel éolien, comme c'est le cas dans le partenariat Danemark-Norvège.

Principe :

• Une ferme éolienne génère de l'électricité grâce à des aérogénérateurs. Cette électricité est utilisée à 70 % pour pomper de l'eau vers une retenue d'altitude. Les 30 % restants sont envoyés sur le réseau.
• En périodes de moindre vent, l'eau de la retenue est turbinée dans une unité hydroélectrique et stockée dans une retenue basse. L'électricité obtenue est envoyée sur le réseau.

Le principe peut être inversé avec un puits vidé de son eau grâce aux surplus d'électricité, et rempli gravitairement en alimentant en eau des turbines[48].

Réalisations et projets :

• En 2006, en Allemagne débutait une expérience d'approvisionnement en électricité « à 100 % d'origine renouvelable »[49]. Le stockage de type STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) a été retenu comme solution pour la partie éolienne ;
• En 2012, aux Canaries, un ensemble cohérent de couplage hydraulique-éolien a été mis en route sur l'île d'El Hierro, associant 11,5 MW éoliens à une centrale hydraulique de 11,3 MW fonctionnant par pompage-turbinage entre deux bassins réservoirs séparés par une dénivelée de 700 m. outre l'auto-suffisance en électricité, il s'agit aussi de produire de l'eau douce par dessalement d'eau de mer. L'économie de pétrole est d'environ 6 000 t/an, soit 18 000 t de CO₂ évitées[50] ;
• En 2013, en Belgique, un projet de construction d'une île artificielle vise à construire un grand puits (de 30 m de profondeur) destiné au stockage de l'électricité éolienne du champ éolien en mer proche de la Mer du Nord 2 300 MW de capacité globale espérés en 2020) a été proposé début 2013 au comité portuaire de Zeebrugge, en remplacement de deux centrales nucléaires, celle de Doel et celle de Tihange[48]. Cet atoll énergétique pourrait être situé à 3 km au large de la ville voisine de Wenduine. Il pourrait mesurer 2,5 km de diamètre et s'élever à 10 mètres au-dessus du niveau de la mer. Le puits fonctionnerait à l'inverse du réservoir d'altitude d'une station de transfert d'énergie par pompage (STEP). Ses pompes de vidange seraient alimentées par les surplus d'électricité du parc éolien du port de Zeebrugge et aux parcs C-Power (54 turbines prévus pour fin 2013) et de Belwind (55 éoliennes) qui ont commencé à produire de l'électricité respectivement à partir de 2009 et de 2010 devant la ville de Zeebrugge, ainsi qu'un champ de Northwind (72 éoliennes en construction à partir de 2013), en cas de besoin d'électricité, ses turbines seraient alimentées par le retour d'eau de mer dans le puits. Le projet est rendu crédible par une faible profondeur du plancher marin et de nouvelles techniques de construction d'îles en mer éprouvées dans d'autres pays, dont avec le projet[51] aux Pays-Bas dans des conditions géologique, climatique et écopaysagères proches. L'île pourrait aussi accueillir quelques éoliennes supplémentaires. Elle devrait représenter 90 % du prix du projet et donc nécessiter la mise en place d'un consortium international, un délai de cinq ans de construction et l'établissement d'un lien avec le réseau électrique terrestre, ce qui pourrait se faire dans le cadre d'un plan d'aménagement spatial de la mer du Nord selon le journal Le Soir.
• En 2013, le Danemark fait étudier par le Laboratoire national Risø et des architectes spécialisés une île-réservoir de 3,3 km² d'une capacité de stockage/production de 2,75 GWh (équivalent à 24 h de besoins électrique pour Copenhague. Selon l'ONG Hydrocoop, « le surcoût total lié au stockage sera inférieur à 2 c€/kWh d'énergie intermittente utilisée, y compris la perte d'énergie au stockage »[52].

Contraintes :

• La ressource hydraulique doit être importante et les sites hydrauliques totalement exploités. Dans le cas contraire, il est préférable de développer l'hydraulique avant l'éolien qui est plus couteux à mettre en œuvre (de l'ordre de 70 à 80 €/MWh contre 30 € pour l'hydroélectrique) ;
• Le stockage hydraulique doit se trouver à proximité d'un gisement de vent. Cela implique de privilégier les zones accidentées au détriment des grandes plaines. La région des Grands Lacs en Amérique, la zone Tasmanie-Sud australienne et l'Écosse sont à ce sujet privilégiées.

Pour les petites installations, il est envisageable d'utiliser les retenues collinaires créées par les exploitants agricoles à des fins d'irrigation :

• La source de production éolienne doit être utilisée en priorité pour recharger les lacs d'accumulation quand la consommation est assez faible, la souplesse de l'hydroélectricité permettant ensuite une modulation précise de la production. Dans un tel cadre, c'est la capacité hydroélectrique qui est déterminante, ce qui fait de l'éolien un appoint à l'hydroélectrique ;
• La capacité de pompage-turbinage ne doit pas être saturée par une autre source de production. Ce cas se présente en France où l'hydraulique sert de tampon à la production électro-nucléaire, les centrales nucléaires ne pouvant être modulées pour suivre la variabilité de la demande.

Aux États-Unis, une entreprise conçoit de nouvelles éoliennes qui produisent de l'air comprimé au lieu de l'électricité[53]. Dans la nacelle des éoliennes, au lieu d'un alternateur se trouve donc un compresseur d'air. L'air comprimé est stocké et permet de faire tourner un alternateur aux moments où les besoins se font le plus sentir.

Du point de vue du stockage de l'énergie, cette façon de faire impose une conversion d'énergie (de l'air comprimé vers l'électricité, avec un rendement réduit), mais permet de positionner la production électrique lors des pics de consommation où l'électricité est payée plus cher, avec une conversion de moins que par le processus classique (électricité vers stockage puis stockage vers électricité). Certains pensent même que l'on pourrait utiliser directement l'air comprimé ainsi produit pour alimenter des voitures automobiles propulsées avec ce fluide.

En 2009, les Néerlandais de Dutch Rainmaker ont réalisé une éolienne dont l'énergie est utilisée pour condenser la vapeur d'eau présente dans l'air ambiant. Le premier prototype a ainsi condensé 500 L d'eau douce en 24 h

En 2010, l'institut allemand Fraunhofer[54] explique dans un communiqué avoir réussi à mettre au point un processus de production de méthane à partir de la production en excès des éoliennes. L'électricité est utilisée pour faire une électrolyse d'eau, produisant de l'oxygène (rejeté) et de l'hydrogène. Cet hydrogène est recombiné à du CO₂ (sans doute par réaction de Sabatier) pour produire du méthane, qui est réintroduit dans le circuit de distribution public de gaz naturel. La première partie de cette réaction était déjà utilisée par Poul La Cour en 1890.

Une installation industrielle de ce type (1 MW) est prévue à Fos-sur-Mer[55].

Près de Hambourg, Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) construit le démonstrateur d'une unité de stockage d'électricité produite par une éolienne ou prise sur le réseau électrique quand la demande est faible : cette électricité, transformée en chaleur, est stockée dans une roche volcanique recouverte de matière isolante ; lorsque le réseau nécessite à nouveau de l'électricité, la chaleur est extraite de la roche et produit de la vapeur qui passe dans une turbine pour produire de l'électricité. Le démonstrateur, d'une capacité de 30 MWh, doit entrer en service en 2019 et est soutenu par le gouvernement allemand[56].

Carte des parcs éoliens allemands en 2011 (cercles rouges : > 30 MW, orange : 10 à 30 MW ; jaunes : 3 à 10 MW ; noirs : moins de 3 MW).

Il existe des « gisements » éoliens, plus précisément des régions plus favorables que d'autres à la production éolienne, parce qu'elles bénéficient de régimes de vent plus constants et plus réguliers ; c'est en général le cas des régions côtières, et a fortiori des zones du plateau continental proches des côtes, mais avec de faibles profondeurs d'eau, favorables à la construction de parcs éoliens en mer ; mais les particularités du relief jouent aussi un rôle : ainsi, en France, la vallée du Rhône et le Languedoc-Roussillon ont des vents très avantageux (mistral et tramontane) ; aux États-Unis, le versant est des Montagnes Rocheuses est très favorable à l'éolien grâce au chinook, et en Chine la province de Mongolie-Intérieure a des vents très constants.

Les parcs éoliens ont tendance à se concentrer dans ces zones qui permettent d'obtenir des prix de revient plus avantageux ; la contrepartie est une répartition inégale de la production éolienne, qui pose des problèmes de réseaux dès lors que la puissance installée éolienne devient importante ; la construction de nouvelles lignes à très haute tension devient nécessaire pour transporter les excédents de production éolienne (par rapport à la consommation locale) vers les zones de consommation, par exemple en Allemagne des parcs éoliens du nord vers les zones de consommation du sud (Bavière, Bade-Wurtemberg, Hesse...), ou encore en Chine où le principal obstacle au développement de l'éolien réside dans la difficulté de coordonner la construction des parcs avec celle des lignes THT d'évacuation de leur production ; devant l'ampleur prise par ce problème en 2011, le gouvernement chinois a mis en place en 2012 une nouvelle législation destinée à mieux contrôler le développement de la filière à la suite des excès constatés dans certaines régions riches en vent et désertiques qui avaient multiplié les parcs éoliens sans mettre en place les réseaux de transport nécessaires à l'évacuation de leur production ; la progression de l'éolien en a été nettement ralentie en 2012 ; en 2013, la puissance non raccordée est tombée au-dessous de 20 %, ce qui dénote un net assainissement après le coup de frein donné en 2012[57].

Le rapport de la Cour des comptes française sur la mise en œuvre par la France du Paquet climat-énergie, publié le 16 janvier 2014, fournit un exemple des difficultés posées par l'insuffisance du réseau allemand de très haute tension (THT) pour transporter l'électricité éolienne du nord vers les centres de consommation du sud : cette électricité éolienne en provenance du nord du pays doit emprunter les réseaux polonais et tchèque, exportant ainsi le trop-plein d'énergie intermittente ; en 2011, cette situation a failli entraîner la saturation du réseau électrique tchèque, déclenchant depuis une réelle tension entre les deux pays ; pour éviter le risque d'un « blackout », la République tchèque a averti qu'elle envisageait de pouvoir bloquer tout nouvel afflux d'électricité renouvelable qui ferait courir le risque d'une panne à son réseau ; pour ce faire, l'opérateur du réseau tchèque a décidé la construction d'un transformateur géant près de la frontière, destiné à ne laisser entrer que la quantité de courant que le réseau national peut supporter ; ce transformateur doit entrer en service d'ici 2017 ; la Pologne compte installer des déphaseurs à la frontière avec l'Allemagne, pour ne recevoir que l'électricité qui lui est nécessaire ; le gouvernement allemand a nommé un ambassadeur chargé de ce seul dossier, et le parlement allemand a voté en juillet 2011 une loi sur l'accélération du développement des réseaux, censée ramener de dix à quatre ans le délai de mise en place des nouvelles lignes THT Nord-Sud[58].

Raccorder les fermes éoliennes au réseau électrique (sans stockage local de l'énergie) nécessite, comme pour les autres centrales de production électrique, des lignes à haute tension. La concentration des éoliennes en parcs terrestres, côtiers ou marins a d'abord conduit à une logique de recentralisation de l'offre locale de courant, contredisant la vision souvent évoquée d'une production décentralisée. Des lignes différentes (à courant continu) et en Europe un réseau électrique en mer (en mer du Nord et mer d'Irlande dans un premier temps)[59], permettront de connecter au réseau européen un réseau de centrales éoliennes, solaires et hydroélectriques et éventuellement hydroliennes pour notamment compenser les irrégularités de production, avec de premières réunions en janvier 2010.

Fin 2006, un bulletin électronique de l'Ambassade de France en Allemagne indiquait déjà que la production éolienne nécessiterait 850 km de câbles d'ici 2015 et 1 950 km d'ici 2020[60]. Par ailleurs, des oppositions locales (syndrome Nimby) à la construction de lignes en bord de mer conduisent à enterrer les câbles, ce qui entraînerait - sauf innovations importantes - un doublement du montant de la facture d'électricité des clients industriels^{[réf. nécessaire]}. Cet argument repris par les opposants aux éoliennes ne semble pas spécifique aux éoliennes, face à la demande générale d'enfouissement des lignes électriques quel que soit le mode de production. En 2009, beaucoup d'installateurs d'éoliennes, même en milieu terrestre, proposent systématiquement l'enfouissement des lignes sans que cela entraîne de surcoût rédhibitoire.

La régulation du réseau se traduit par des exigences à l'égard des producteurs, notamment celle de maintenir la fréquence du courant à 50 Hz. Une hausse de fréquence se traduit par un appel de puissance de la part du réseau, qui a pour conséquence l'abaissement de la fréquence. Par contre une baisse notable de fréquence se traduirait par une fourniture de puissance par le réseau, circonstance évitée par le délestage de l'installation. Des automatismes déconnectent les producteurs qui ne respectent pas les normes. Ces automatismes se traduisent, pour les régulateurs du réseau, dont c'est la fonction, par des événements aléatoires.

En France, les éoliennes doivent se situer à au moins 500 m des habitations et des zones destinées à l'habitation[61] ; la distance entre éoliennes doit être de 400 m environ dans une direction perpendiculaire aux vents dominants ; leur emprise au sol (fondations, aire de retournement, postes de transformation, routes) est d'environ 3 % de la superficie du parc ; les 97 % restants sont disponibles pour un usage agricole ; ainsi l'ADEME considère en 2016 que pour une capacité installée prévue de 19 000 MW en 2020, ces surfaces représenteraient seulement 0,004 % de la surface agricole utile de la France[62].

La durée de vie d'un parc éolien est estimée à vingt ans[A 5]. La réglementation française précise, à l'article L553-3 du Code de l'environnement, que l'exploitant d'une éolienne est responsable de son démantèlement et de la remise en état du site à la fin de l'exploitation[63].

Le démantèlement d'une installation doit comprendre :

• le démontage de l'éolienne ;
• le démontage des équipements annexes ;
• l'arasement des fondations ;
• le démontage ou la réutilisation du réseau local ou réseau inter-éoliennes (le réseau reliant le poste de livraison au poste de raccordement restant la propriété du Réseau de transport d'électricité).

Constituée de béton, d'acier et de matériau composite à base de fibre et de résine, une éolienne est démontable en fin de vie et recyclable à environ 90 % de son poids[64]. Les 10 % restants concernent principalement les pales, dont les matériaux composites posent problème. En effet, ceux-ci peuvent être soit recyclés en matériaux de remblais, soit difficilement incinérés, car ils dégagent de fines particules[65]^,[66], soit enfouis en décharge. En 2021, Siemens Gamesa commence à produire et à commercialiser les premières pales d'éoliennes en mer entièrement recyclables et annonce que cette innovation permettrait à terme de recycler 200 000 pales, soit 10 millions de tonnes de matériaux recyclables. RWE et EDF Renouvelables ont conclu des accords pour installer ces pales sur des projets de parcs en cours[67].

Le parc éolien français étant encore jeune, le marché du démantèlement devrait croître progressivement jusqu'en 2035, pour s'établir à 15 000 t/an[64]^,[68]. L'Allemagne, en revanche, est déjà confrontée en 2019 au démantèlement d'un quart de son parc et doit traiter 50 000 t de pales[65]^,[69]. Voir section Impact du démantèlement.

Sur son site d'implantation, chaque éolienne laisse une partie de ses fondations en béton (entre 250 et 400 m³[65]). En France, depuis 2020, la loi rend obligatoire le retrait intégral des fondations des éoliennes, sauf dérogation préfectorale pouvant autoriser de limiter l'excavation à 2 mètres en zone forestière ou 1 mètre en autres zones[70]. Selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), près de 400 MW de capacités de production atteindront 15 ans d'exploitation en 2020 et sortiront des tarifs de rachat garanti par l'État, et à partir de 2023, en moyenne, un gigawatt de capacité éolienne en sortiront chaque année, soit environ deux tiers des capacités nouvelles mises sur le marché chaque année. Les développeurs espèrent obtenir des augmentations importantes de rendement grâce à la mise en place de machines plus puissantes ; les meilleurs projets peuvent aller jusqu'à doubler, voire parfois tripler la capacité de production[71].

L'énergie éolienne est aussi utilisée pour fournir de l'énergie à des sites isolés, par exemple pour produire de l'électricité dans les îles, pour le pompage de l'eau dans des champs, ou encore pour alimenter en électricité des voiliers, des phares et des balises. Ces éoliennes de petite puissance sont dites appartenir au petit éolien, par opposition au grand éolien ou à l'éolien industriel.

La valeur économique d'un bien découle de l'utilité que les consommateurs en retirent (valeur d'usage).

L'énergie éolienne a historiquement joué un rôle important dans le développement du commerce (marine à voile) et comme substitut de la force musculaire (moulin à vent). Dans la société moderne, la valeur de cette énergie peut être évaluée en étudiant les coûts qu'elle permet d'éviter.

La valeur d'usage de l'électricité éolienne découle pour l'essentiel de trois contributions :

• satisfaction de la demande d'électricité, valorisée sur la base de l'économie des autres ressources énergétiques (combustible fossile, biomasse) qu'elle permet, qui dépend du coût de ces combustibles et de leur utilisation dans le pays considéré ;
• réduction des émissions de gaz à effet de serre, qui dépend de l'estimation des coûts de réparation des dégâts causés par le changement climatique ; c'est probablement la composante la plus importante de la valeur de l'éolien, mais elle est très mal connue et sujette à controverses ;
• réduction des émissions de polluants : particules en suspension (centrales à charbon), oxydes d'azote et de soufre, etc.

Ces deux dernières composantes de la valeur de l'électricité éolienne dépendent des combustibles auxquels l'énergie éolienne se substitue. Elles constituent des externalités (dommages causés à autrui sans compensation) : en effet, ces coûts ne sont que très partiellement intégrés dans la formation des prix de marché : les coûts des polluants sont en partie pris en compte par les normes d'émissions de plus en plus sévères qui obligent les producteurs à dépolluer leurs effluents, mais les émissions de GES ne sont quasiment pas prises en compte ; des tentatives ont été faites pour corriger ce biais du marché, en particulier par le marché du carbone où s'échangent des droits d'émission de GES, mais les résultats du marché du carbone européen n'ont guère été convaincants jusqu'ici[72]. La taxe carbone s'est montrée plus efficace dans les pays où elle a été mise en place (Suède[n 13]^,[73]^,[74], Danemark, Finlande).

Par ailleurs, dans le secteur électrique, une part importante de la valeur des sources d'énergie dépend des services rendus au réseau : une source d'énergie modulable (cycle combiné, turbine à gaz, hydraulique de lac) a beaucoup plus de valeur qu'une source d'énergie à fonctionnement peu modulable (centrale nucléaire ou au charbon), car la possibilité de moduler la puissance d'une centrale en fonction de la demande est essentielle pour réaliser l'équilibrage offre-demande. A fortiori, une énergie fluctuante au gré des aléas climatiques (éolienne, solaire, hydraulique au fil de l'eau) a beaucoup moins de valeur qu'une énergie à fonctionnement constant, car ses fluctuations devront être compensées par des moyens de stockage coûteux (batteries d'accumulateurs, réservoirs hydrauliques, etc.) ou par des énergies modulables elles aussi coûteuses ; il faudra donc, pour assurer la couverture de la demande, pratiquement doubler l'investissement en éoliennes par un investissement de taille équivalente en centrales modulables — un peu moins, plus exactement, car les fluctuations laissent subsister un minimum de puissance garantie de 5 % dans le cas de l'éolien[n 14].

Les services rendus au réseau par les éoliennes sont faibles :

• pas de capacité de suivi de charge ;
• très peu de contribution à la pointe : leur puissance garantie est mesurée par RTE à 4,7 % de leur puissance installée pour 2012[20].

La valeur de l'éolien est bien plus élevée dans les pays dont la production est pour l'essentiel à base de combustibles fossiles (Chine : 80,3 % en 2011[n 15], Inde : 80,6 % en 2011[n 16], États-Unis : 68 % en 2012[n 17], Allemagne : 57,6 % en 2012[n 18]) que dans des pays où les énergies dé-carbonées sont largement majoritaires (Suède : 89 % en 2011[n 19], France : 90,4 % en 2012[n 20], Québec : 99 % en 2009[n 21], etc.). Dans ces derniers pays, la production des éoliennes ne peut pas se substituer aux énergies fossiles en dehors des périodes de forte demande ; pendant les heures creuses, elle peut au mieux permettre de stocker de l'eau dans les barrages en réduisant la production des centrales hydroélectriques, sinon elle est vendue à l'étranger, à bas prix puisque la demande est faible (il arrive même que le Danemark et l'Allemagne vendent leurs surplus éoliens à des prix négatifs sur les marchés spot)[B 2], et à condition que les pays voisins n'aient pas eux aussi des surplus éoliens au même moment.

La valeur économique des éoliennes est fortement conditionnée par la qualité du site, en particulier de la force et surtout de la régularité du vent. Ainsi, la France, qui n'a encore équipé que ses meilleurs sites, obtient de ses éoliennes un facteur de charge moyen de 21 à 24 % selon les années[n 20], alors que l'Allemagne, qui a déjà équipé de nombreux sites de second choix, n'a qu'un facteur de charge moyen de 18 à 19 %[n 18] ; les éoliennes espagnoles, dont le facteur de charge dépasse 30 %, ont encore plus de valeur, et plus encore les éoliennes en mer, avec 35 à 45 %.

Le rapport publié par la Commission de régulation de l'énergie en avril 2014 sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables[75] donne les éléments de coûts suivants :

• le coût d'investissement dans l'éolien terrestre : 1 400 à 1 600 k€/MW entre 2008 et 2012, sans tendance claire à la baisse ;
• répartition de ces investissements : 72 % pour les éoliennes, 8 % pour les études, 10 % pour le génie civil, 4 % pour le raccordement, 3 % d'autres coûts de construction, 1 % de provisions pour démantèlement, 2 % de coûts financiers ;
• coûts d'exploitation : environ 45 k€/MW/an, dont la moitié pour la maintenance ;
• coût de production : entre 50 et 110 €/MWh (pour un taux d'actualisation de 8 %), en forte corrélation avec la durée annuelle de fonctionnement (50 € pour 4 000 h, 100 € au-dessous de 2 000 h).

La Cour des comptes fournit, dans son rapport de juillet 2013 sur la politique de développement des énergies renouvelables, quelques éléments sur les coûts actualisés de l'éolien[76] :

• parcs éoliens terrestres à implantations géographiques favorables : 60 à 68 €/MWh ; la Cour note que cet exemple, tiré de données fournies par un exploitant, montre que les estimations de l'État sont souvent surévaluées (l'ADEME chiffre le coût de l'éolien terrestre entre 62 et 102 €/MWh) ;
• parcs éoliens en mer (côtes françaises) : 1,8 à 2,4 milliards d'euros par parc, plus un milliard d'euros de coût de raccordement pour l'ensemble des projets, soit un coût de production de 105 à 164 €/MWh, avec une forte incertitude.

Toute comparaison entre le coût de l'électricité éolienne et celui des autres sources d'électricité devrait prendre en compte les moyens de production nécessaires pour compenser ses lacunes, en particulier ses fluctuations. Ce coût additionnel est peu élevé dans les pays qui disposaient déjà en abondance de barrages hydroélectriques (Suède, Islande, Québec, Brésil, etc.) ; il est déjà plus élevé pour un pays comme le Danemark qui avait la chance d'être voisin de deux pays très bien dotés en barrages hydroélectriques (Suède et Norvège), mais a dû pour en profiter installer plusieurs câbles sous-marins à haute tension sous les détroits qui le sépare desdits pays[n 22] ; il est encore plus élevé dans les pays qui sont obligés de construire des installations telles que des centrales de pompage-turbinage : ainsi, l'Allemagne a mis en service en 2004 la centrale de Goldisthal (1 060 MW), qui a coûté 600 millions d'€, et 16 projets de centrales du même type mais de tailles diverses sont répertoriés par l'article allemand Liste de centrales de pompage-turbinage (de).

Le danois DONG Energy a emporté en juillet 2016 l'appel d'offres sur les champs de Borssele 1 et 2 (700 MW) aux Pays-Bas en proposant un prix de 72,70 €/MWh produit (hors raccordement) ; compte tenu du coût du raccordement au réseau à terre (câbles et sous-stations électriques), évalué entre 15 et 20 €/MWh, l'appel d'offres néerlandais passe très significativement sous la barre des 100 €/MWh, qui constituait l'objectif que s'était fixé la profession pour 2020. En France, les premiers appels d'offres d'éoliennes en mer (six champs d'environ 500 MW chacun) ont été attribués autour de 200 €/MWh[77].

En août 2016 au Chili, lors d'un appel d'offres portant sur 20 % de la consommation d'électricité du pays, le prix de l'éolien est tombé à 38,1 €/MWh, prix inférieur à ceux des centrales à charbon et à gaz. La baisse des coûts de financement a largement contribué à ce record de baisse des prix[78].

Au Maroc, grâce aux conditions exceptionnelles de la côte Atlantique, Nareva a pu offrir en 2016 un tarif record inférieur à 30 €/MWh pour l'appel d'offres éolien d'une puissance totale de 850 MW, dont il est lauréat aux côtés de Siemens et Enel[79].

En Allemagne, le premier appel d'offres pour les parcs éoliens en mer (1 550 MW) a donné le 13 avril 2017 un résultat inattendu : trois projets sur les quatre attribués se passeront totalement de subventions, les attributaires Dong et EnBW vendront au prix du marché la production des parcs OWP West, Borkum Riffgrund West 2 et He Dreit. Le quatrième parc, Gode Wind 3, a été attribué à Dong avec une prime de 60 €/MWh. Le prix du marché s'est élevé en moyenne à 29 €/MWh en 2016. Ces prix très bas, qui n'incluent pas les coûts de raccordement au réseau, s'expliquent par l'échéance lointaine de la mise en service des parcs : 2024, qui laisse aux fournisseurs le temps de développer la prochaine génération de turbines dont la puissance devrait être de 13 à 15 MW contre 8 à 9 MW pour les turbines actuelles ; de plus, le régime des vents est particulièrement favorable pour ces parcs, qui bénéficieront de surcroît de synergies avec les parcs voisins exploités par Dong ; enfin, l'Allemagne a planifié ses appels d'offres jusqu'à 2030, assurant aux candidats un volume d'affaires qui leur permet de baisser leur prix ; l'État prenant en charge les études de risques techniques[80].

Au Royaume-Uni, un appel d'offres pour des centrales en mer, dont les résultats ont été publiés en septembre 2017, a permis d'obtenir pour deux projets un prix de vente garanti de 57,5 £/MWh et pour un troisième projet de 74,75 £/MWh (soit 82,8 €/MWh), bien en dessous du tarif de 92,5 £/MWh promis par le gouvernement pour la nouvelle centrale nucléaire de Hinkley-Point[81].

En comparaison, les prix garantis aux projets éoliens en mer français paraissent exorbitants : 180 à 200 €/MWh[82]^,[83]. Le 20 juin 2018, un accord a été conclu sur la renégociation des contrats des parcs éoliens attribués en 2012 et 2014 à EDF, Engie et Iberdrola : il permet « une baisse de 40 % de la subvention publique et un ajustement de 30 % des tarifs » de rachat de l'électricité. En contrepartie, le coût de raccordement des parcs éoliens sera pris en charge par RTE, soit 10 % du coût global de chaque projet ; ceci ramène le gain sur les subventions de 40 % à 33 %[84].

Durant l'été 2020, un consortium Shell-Eneco a emporté le troisième appel d'offres d'éolien en mer sans subvention aux Pays-Bas. Les contrats privés de vente à long terme se développent : selon BloombergNEF, 6,5 GW de tels accords ont été signés en 2020[g 1].

Selon l'association européenne de l'énergie éolienne (EWEA - European Wind Energy Association)[85], le coût du kWh produit en zone côtière (donc très ventée) était de 0,088 € au milieu des années 1980 pour une turbine de 95 kW ; il est de 0,041 € pour une turbine de 1 MW en 2003. Plus récemment, l'EWEA donnait en 2009, pour l'ensemble des éoliennes, une fourchette de 5 à 11 c€//kWh selon les sites et les types d'éoliennes[86].

En comparaison, le coût du kWh nucléaire a été évalué fin 2011, par la Cour des comptes, à 0,04951 € ; il devrait passer à 0,0542 € en prenant en compte le programme d'investissements annoncé par EDF depuis 2010 et renforcé après l'accident nucléaire de Fukushima[87]. Par ailleurs, le prix spot du kWh en base sur le marché EPEX SPOT a varié entre 4 et 6 c€ en 2011-2012[88]. Mais une comparaison des prix de revient ne peut se faire valablement qu'en prenant en compte les dispositifs de stockage de l'énergie et les centrales d'appoints liés à la production d'électricité éolienne.

En 2012, la société brésilienne Casa dos ventos signe avec Alstom une lettre d'intention de commande portant sur 68 éoliennes « ECO 122 » destinées à des fermes énergétiques. Les 180 MW installés couteront 230 M€[89], ce qui ramène le coût du kilowatt installé à 1 270 € départ ferme, soit dans la fourchette de prix, indiquée par le rapport EWEA de 2009, de 1 000 à 1 350 €/kW[86].

Une étude américaine (NREL) de mars 2013 évalue le coût 2011 du kWh, d'un projet de parc d'éoliennes terrestres de 1,5 MW unitaires, à 7,2 USc (0,055 €), et celui d'un projet de parc d'éoliennes en mer de 3,6 MW unitaires à 22,5 USc (0,171 €)[90] ; mais les hypothèses de vent sont très optimistes : le facteur de charge est estimé à 37 % pour le parc terrestre et 39 % pour le parc en mer ; il cite d'ailleurs en fin de rapport des fourchettes de 6 à 10 $USc/kWh pour les parcs terrestres et 16,8 à 29,2 $USc/kWh pour les parcs en mer.

Les coûts du kWh éolien prévus pour 2040 par le Comité britannique sur le changement climatique sont de 6 à 6,5 c€/kWh pour l'éolien terrestre et 12 à 15 c€/kWh pour l'éolien en mer (avec des éoliennes de 20 MW)[91].

Les coûts du kWh éolien en 2018 se rapprochent du prix du réseau avec une fourchette entre 29 et 56 $/MWh[92], soit un coût inférieur à la plupart des sources de production conventionnelles. Le dernier appel d'offres éolien en mer remporté à Dunkerque se situe à 44 €/MWh.

Selon le Global Wind Energy Council (en) (GWEC, Conseil mondial de l'énergie éolienne), le coût du kWh éolien (LCOE) a chuté de plus de 50 % en moyenne de 2015 à 2019 ; en particulier, le coût de l'éolien en mer a baissé d'un tiers entre 2018 et 2019. Mais cette chute des coûts résulte de la pression exercée sur les fabricants et sous-traitants par les mécanismes d'appels d'offres, qui a causé une rapide consolidation de l'offre : le nombre de fabricants de turbines est tombé de 100 à 37 et les cinq principaux ont une part de marché des deux tiers. Par exemple, une concurrence intense dans les appels d'offres de 2017 au début 2019 a fait chuter les prix à 33,55 $/MWh ; ces prix bas ont été utilisés comme plafonds pour les appels d'offres suivants ; le résultat a été une forte baisse des volumes installés : 2,4 GW en 2019 contre 4,1 GW en 2018 ; sur 17 GW mis aux enchères en 3 ans, près d'un tiers n'ont pas trouvé preneur ou a été abandonné après les enchères ; plus de 80 % des projets attribués ont été retardés de 6 à 12 mois. Plus de 100 pays ont organisé des appels d'offres, stimulant la concurrence et conduisant à une nette amélioration de la compétitivité de l'éolien. Cela a conduit des gouvernements à rechercher des schémas sans subvention : la Chine va éliminer les subventions pour l'éolien terrestre dès le 1^er janvier 2021, et des projets commerciaux sans subvention sont en cours au Danemark et au Royaume-Uni ; des enchères de projets éoliens sans subvention ont été organisés en Allemagne depuis 2017 et aux Pays-Bas depuis 2018[93].

Le GWEC critique ces schémas, car ils ne procurent pas de visibilité à long terme sur les prix. Ils accroissent les risques, donc le coût du capital. Les marchés de gros de l'électricité existants, conçus pour la production à grande échelle à partir d'énergie fossile ou de nucléaire à coûts marginaux élevés, ne sont pas adaptés pour l'intégration de gros volumes de sources d'énergies non pilotables à coût marginal nul. Des marchés tels que l'Allemagne, la Californie et l'Australie ont expérimenté les distorsions de prix qui surviennent lorsque des périodes de production renouvelable élevée créent des excédents et entrainent les prix de gros vers des niveaux bas ou même négatifs, et des analystes estiment que des périodes fréquentes de prix négatifs deviendront habituelles. Les marchés produiront probablement de plus en plus cet effet de « cannibalisation » de l'énergie renouvelable et leurs producteurs seront exposés à une volatilité croissante des prix. Des mécanismes concurrentiels qui fournissent une visibilité à long terme offrent une meilleure stabilité ; il pourrait s'agir de « contrats pour différence » qui prennent en compte la référence au prix du marché tout en assurant des revenus garantis sur une longue période. D'autres mécanismes de marché tels que les contrats de vente directe d'électricité avec des entreprises ou autres gros consommateurs ont permis d'assurer aux producteurs une stabilité de revenus : plus de 50 GW d'énergie renouvelable ont été commercialisés de cette façon entre 2008 et 2019, dont 19,5 GW sur l'année 2019[94].

Une réforme des marchés est indispensable, pour prendre en compte dans les prix l'ensemble des impacts positifs et négatifs des sources d'énergie : coûts de réseaux, coûts d'équilibrage, émissions polluantes, besoins de flexibilité des systèmes énergétiques, effets sociaux et environnementaux. En particulier, les émissions de gaz à effet de serre doivent être prises en compte au moyen d'une taxe carbone ou d'autres mécanismes[95].

En 2018, la production mondiale d'électricité éolienne s'élevait à 1 273,4 TWh, en hausse de 12,4 % ; elle représentait 4,8 % de la production totale d'électricité[96].

BP estime la production éolienne mondiale à 1 270,3 TWh en 2018 (+12,7 %) et 1 429,6 TWh en 2019 (+12,6 %), soit 5,3 % de la production totale d'électricité : 27 004,7 TWh[97].

Évolution de la production d'électricité éolienne (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2017	2018	2019	% 2019	Variation 2019/2010	part mix 2019*
Chine	0,002	0,6	44,6	185,8	295,0	365,8	405,7[b 1]	28,4 %	+810 %	5,4 %
États-Unis	3,1	5,6	95,1	193,0	257,2	277,9	303,4	21,2 %	+219 %	6,9 %
Allemagne	0,07	9,4	38,5	80,6	105,7	110,0	126,0	8,8 %	+227 %	20,4 %
Inde	0,03	1,7	19,7	35,1	51,1	60,3	66,0	4,6 %	+235 %	4,1 %
Royaume-Uni	0,01	0,9	10,2	40,3	50,0	57,1	64,1	4,5 %	+528 %	19,8 %
Brésil	-	0,002	2,2	21,6	42,4	48,5	56,0	3,9 %	+2445 %	8,9 %
Espagne	0,014	4,7	44,3	49,3	49,1	50,8	55,6	3,9 %	+26 %	20,3 %
France	-	0,08	9,9	21,4	24,7	28,5	34,6	2,4 %	+249 %	6,1 %
Canada	-	0,3	8,7	27,0	28,8	29,7	34,2	2,4 %	+293 %	5,2 %
Turquie	0	0,03	2,9	11,7	17,9	19,9	21,8	1,5 %	+652 %	7,2 %
Italie	0,002	0,6	9,1	14,8	17,7	17,5	20,2	1,4 %	+122 %	6,9 %
Suède	0,006	0,5	3,5	16,3	17,6	16,6	19,8	1,4 %	+466 %	11,8 %
Australie	0	0,06	5,1	11,5	12,6	15,2	17,7	1,2 %	+247 %	6,7 %
Mexique	0	0,02	1,2	8,7	10,4	13,1	17,6	1,2 %	+1367 %	5,3 %
Danemark	0,6	4,2	8,7	14,1	14,8	13,9	16,1	1,1 %	+106 %	55,2 %
Pologne	0	0,005	1,7	10,9	14,9	12,8	15,0	1,0 %	+804 %	9,2 %
Portugal	0,001	0,17	9,2	11,6	12,2	12,6	13,7	1,0 %	+50 %	25,9 %
Total mondial	3,9	31,3	342,2	833,7	1 132,8	1 273,4	1 430[97]	100,0 %	+319 %	5,3 %
% prod.élec.	0,03	0,2	1,6	3,4	4,4	4,7[98]	5,3[97]
Source : Agence internationale de l'énergie[99]. * part mix = part de l'éolien dans la production d'électricité du pays.

Capacité (puissance installée en MW) éolienne cumulée, de 1995 à 2019 dans le monde.
Source : GWEC.

La puissance installée n'est pas un indicateur fiable pour les comparaisons entre les diverses filières énergétiques ou entre pays, car un MW utilisé en continu dans une centrale nucléaire, à charbon ou à gaz produit deux à cinq fois plus qu'un MW d'éoliennes, qui ne fonctionnent que lorsque le vent souffle suffisamment fort ; les pays qui n'utilisent pour l'éolien que les sites les plus ventés, tels que les États-Unis, ont un ratio production/puissance installée deux fois plus élevé que ceux qui installent des éoliennes même sur des sites peu ventés, comme l'Allemagne ; les éoliennes en mer ont aussi un facteur de charge moyen deux fois plus élevé que celui des éoliennes terrestres ; enfin, certains pays tels que la Chine incluent dans leurs statistiques de puissance installée des éoliennes terminées mais non encore raccordées au réseau.

Selon le Global Wind Energy Council (en) (GWEC, Conseil mondial de l'énergie éolienne), 93 GW d'éoliennes ont été installées en 2020, en hausse de 53 % par rapport à 2019, dont à terre et 6,1 GW en mer. La puissance installée mondiale atteint 743 GW fin 2020, en progression de 14 %. La part de marché de la Chine s'est élevée à 56 % en 2020, suivie par celle des États-Unis : 18 % ; ensuite viennent le Brésil (3 %), les Pays-Bas (2 %), l'Allemagne (2 %). La part de l'Europe est de 16 %[g 2].

Dans l'éolien terrestre, les nouvelles installations ont atteint 86,9 GW, en progression de 59 %, portant la puissance installée mondiale à 707,4 GW. Cette forte croissance a été surtout le fait des deux principaux marchés : la Chine 68,6 GW et les États-Unis 17 GW. En Chine, les installations ont été accélérées par l'annonce de la fin des subventions au 1^er janvier 2021 ; au-delà, les projets devront atteindre la parité réseau basée sur le prix réglementé de l'électricité des centrales à charbon dans chaque province. Aux États-Unis, la fin annoncée du Production Tax Credit (PTC) a aiguillonné les mises en service, mais en décembre 2020, le Sénat a prolongé le PTC avec un taux réduit à 60 % de son niveau antérieur. Le Brésil se classe au troisième rang avec 2,3 GW, suivi par la Norvège (1,53 GW) et l'Allemagne (1,43 GW)[g 3].

Le marché de l'éolien en mer a connu un léger recul en 2020 : 6 068 MW ont été installés contre 6 243 MW en 2019[g 4].

Les nouvelles installations de 2019 sont estimées par le GWEC à 60,4 GW, en hausse de 19 % par rapport à 2018 ; celles de l'éolien terrestre ont progressé de 17 % à 54,2 GW, alors que l'éolien en mer a bondi à 6,1 GW, portant sa part à 10 %. Dans l'éolien terrestre, la région Asie-Pacifique a pris la tête du marché avec 27,3 GW ; le marché européen a progressé de 30 % malgré un recul de 55 % en Allemagne, grâce à la forte croissance des installations en Espagne, Suède et Grèce. Dans l'éolien en mer, le marché chinois a bondi de 45 %. Les mécanismes de marché ont continué à dominer : à l'échelle mondiale, les appels d'offre ont atteint 25 GW pour l'éolien terrestre et 15,8 GW pour les projets en mer, plus du double des volumes de 2018. Les contrats de vente à long terme aux entreprises ont progressé de 30 %, atteignant 9 GW[100].

Dans l'éolien terrestre, la Chine, marché leader depuis 2008, a installé 23,76 GW, loin devant les États-Unis (9,14 GW), l'Inde (2,38 GW), la Suède (1,59 GW), la France (1,34 GW), le Mexique (1,28 GW) et l'Allemagne (1,08 GW). La Chine est, pour la deuxième année, en tête des installations en mer avec 2,39 GW, devant le Royaume-Uni (1,76 GW)[101].

Les cinq principaux marchés de 2019 ont été la Chine (43,3 % du total mondial), les États-Unis (15,1 %), le Royaume-Uni (4 %), l'Inde (3,9 %) et l'Espagne (3,8 %). La région Asie-Pacifique a totalisé 50,7 %, l'Europe 25,5 %, l'Amérique du nord 16,1 %, l'Amérique latine 6,1 % et l'Afrique (+Moyen-Orient) 1,6 %[102].

Sur le marché de l'éolien terrestre (54,2 GW), la Chine a continué à dominer avec 23,8 GW, suivie des États-Unis (9,1 GW), de l'Inde (2,4 GW), de l'Espagne (2,3 GW) et de la Suède (1,6 GW). Le marché chinois a connu en 2018 l'introduction du système des appels d'offres, puis en 2019 une nouvelle réforme présentant une feuille de route en direction d'un système « sans subvention » à partir du 1^er janvier 2021. En 2019, 35 % des nouvelles installations ont été issues de mécanismes basés sur le marché, comme en 2018 ; malgré le manque de succès des appels d'offres de 2019 en Allemagne et en Inde, 14,5 GW ont été attribués aux enchères hors Chine, niveau identique à celui de 2018[101].

Historique des installations annuelles de 1996 à 2020[g 5] :

Puissance éolienne installée

Pays	1997	2000[103]	2005[104]	2010	2015[105]	2016[106]	2017[107]	2018[101]	2019[g 6]	2020[g 6]
Chine	146	352	1 266	41 800	145 362	168 732	188 392	210 247	236 320	288 320
États-Unis	1 673	2 564	9 149	40 200	73 991	82 060	89 077	96 518	105 466	122 317
Allemagne	2 081	6 095	18 500	27 191	44 941	50 019	55 719	59 314	61 404	62 850
Inde	940	1 267	4 430	13 065	25 088	28 700	32 938	35 129	37 506	38 625
Espagne	427	2 535	10 028	20 623	23 025	23 075	23 100	23 594	25 742	27 328
Royaume-Uni	319	409	1 353	5 204	13 809	14 602	19 835	20 964	23 340	23 937
France	10	68	757	5 970	10 505	12 065	13 759	15 307	16 643	17 946
Brésil	3	22	29	931	8 726	10 741	12 769	14 707	15 452	17 750
Canada	25	137	683	4 008	11 219	11 898	12 240	12 816	13 413	13 577
Italie	103	427	1 718	5 797	8 975	9 227	9 766	10 230	10 512	10 543
Suède	127	241	509	2 163	6 029	6 494	6 611	7 300	8 984	9 811
Turquie		19	201	1 329	4 694	6 091	6 872	7 370	8 056	9 280
Australie	4	30	579	2 020	4 187	4 312	4 813	5 362	6 199	7 296
Mexique					3 073	3 527	4 006	4 935	6 215	6 789
Pologne	2	5	73	1 180	5 100	6 355	5 848	6 116	6 112
Danemark	1 066	2 417	3 128	3 749	5 064	5 230	5 486	5 766	5 917
Portugal	38	83	1 022	3 706	5 050	5 316	5 313	5 172	5 242
Pays-Bas	319	440	1 224	2 269	3 443	4 328	4 202	4 393	4 463
Irlande	53	119	495	1 428	2 446	2 701	3 318	3 676	4 127
Japon	18	142	1 040	2 304	3 038	3 230	3 399	3 661	3 921	4 373
Roumanie		0	1	462	2 976	3 024	3 030	3 261	3 826
Autriche				nd	2 404	2 632	2 887	2 878	3 607
Belgique				nd	2 229	2 378	2 806	3 133	3 159
Chili					nd	nd	nd	1 619	2 145	2 829
Afrique du Sud				nd	1 053	1 473	2 085	2 085	2 085	2 465
Total mondial	7 482	18 040	59 135	194 680	432 680	487 657	540 432	590 589	650 199	742 689
2018-19 : GWEC et Eurobserv'ER pour l'Europe[b 2]

En 2016, le marché éolien mondial a ralenti sa croissance avec 54 GW installés dans l'année ; la Chine est restée en tête avec 23,3 GW contre 30 GW en 2015, année marquée par un rush avant la mise en place de réductions des tarifs garantis ; aux États-Unis, les 8,2 GW mis en service portent le parc à 82 GW ; l'Union européenne a installé 12,5 GW, dont 5,4 GW en Allemagne et 1,5 GW en France[108].

En 2014 : (52,13 GW de mises en service moins 0,56 GW de mises hors service ; en 2013, les mises en service avaient été de près de 37 GW ; le marché a donc fait un bond de 41 % ; la puissance installée dans l'Union européenne durant l'année 2014 a été de 12,44 GW. L'Asie a représenté 50,2 % du marché, l'Europe 25,8 % et l'Amérique du Nord 13,9 % ; les autres régions montent en puissance avec 10,1 % au total. La puissance cumulée de l'Asie dépasse pour la première fois celle de l'Europe avec 142,1 GW (38,3 %) contre 135,6 GW (36,5 %), l'Amérique du Nord totalisant 77,95 GW (21 %). La Chine à elle seule a installé 23,35 GW, soit 45 % du marché mondial, suivie de très loin par l'Allemagne : 6,2 GW et les États-Unis : 4,85 GW[109].

À la fin de 2013, la puissance installée éolienne mondiale atteignait 318,6 GW, en augmentation de 35,6 GW en un an (+12,4 %), dont 11,3 GW pour l'Union européenne ; le marché a connu un net ralentissement, pour la première fois dans l'histoire de l'ère industrielle de l'éolien : les installations en 2012 avaient totalisé 44,2 GW, dont 11,8 GW pour l'UE ; cette baisse du marché est due surtout à l'écroulement du marché des États-Unis (1 084 MW contre 13 078 MW en 2012), à cause de la reconduction très tardive du système d'incitation fédéral ; le marché européen a légèrement fléchi en raison de l'adoption par plusieurs gouvernements de nouvelles politiques moins favorables ; par contre, la Chine a représenté à elle seule près de la moitié du marché mondial : 16,1 GW. L'Europe a eu en 2013 une part de marché de 34,1 %, derrière le marché asiatique (51,2 % contre 35,6 % en 2012), et loin devant le marché nord-américain qui a chuté à 9,3 % contre 31,4 % en 2012. L'Europe reste cependant en tête pour la puissance totale en fonctionnement : 38,3 % contre 36,4 % pour l'Asie et 22,3 % pour l'Amérique du Nord[110].

En 2010 la Chine a détrôné les États-Unis avec 42 GW de puissance installée contre 40 GW.

En 2008, les États-Unis sont devenus le premier pays pour la capacité d'énergie éolienne avec 25 170 MW installés devant l'Allemagne (23 902 MW[111]). Ce secteur employait alors environ 85 000 Américains[111].

Il existe deux types d'installations en mer : les éoliennes fixées sur le fond, proches des côtes, et les éoliennes flottantes, plus éloignées et bénéficiant de vents plus forts et réguliers.

Les fermes éoliennes en mer (éolien offshore) prennent une part grandissante dans l'essor de l'éolien, en particulier en Europe et en Chine. Selon le GWEC, la puissance installée d'éolien en mer atteignait 35 293 MW fin 2020, dont 10 206 MW au Royaume-Uni, 9 996 MW en Chine, 7 728 MW en Allemagne, 2 611 MW aux Pays-Bas, 2 262 MW en Belgique et 1 703 MW au Danemark. Les nouvelles installations de 2020 se sont élevées à 6 068 MW, dont 3 060 MW en Chine, 1 493 MW aux Pays-Bas, 706 MW en Belgique, 483 MW au Royaume-Uni, 237 MW en Allemagne et 60 MW en Corée du sud[g 6]. Plus de 7 GW d'appels d'offres pour projets offshore ont été lancés en 2020, dont 5,5 GW organisés par les États américains du New Jersey, de New York et du Rhode Island, 0,8 GW par le Danemark et le reste par le Japon, qui prévoit 30 à 45 GW d'éolien en mer d'ici 2040[g 4].

Le marché de l'éolien en mer a battu ses précédents records en 2019 avec 6 145 MW de nouvelles installations ; sa part du marché éolien mondial est passée de 5 % à 10 % en cinq ans. La Chine est restée en tête avec 2 395 MW, suivie du Royaume-Uni (1 764 MW) et de l'Allemagne (1 111 MW). L'appel d'offres britannique pour contrats de différence de septembre 2019 a débouché sur une baisse de prix de 30 % par rapport à celle de 2017, avec des prix de 39 à 41 £/MWh (en prix de 2012). Aux Pays-Bas, Vattenfall a emporté le second appel d'offres « zéro subvention » néerlandais de juillet 2019 (760 MW). Aux États-Unis, l'objectif d'approvisionnement offshore a été relevé de 9,1 GW en 2018 à 25,4 GW en 2019 ; au moins 15 projets devraient entrer en service d'ici 2026. Taïwan a connecté au réseau son premier parc éolien en mer commercial ; son objectif d'installations en mer pour 2025 est de 5,6 GW et 10 GW supplémentaires devraient être installés entre 2026 et 2035. Au Japon, le premier appel d'offres d'éolien en mer sera réalisé fin 2020[112].

Selon EurObserv'ER, la puissance installée en mer s'élevait en Europe à 21,8 GW fin 2019, en progression de 3,05 GW, soit +16,3 % en un an, contre 2,97 GW installés en 2018. Les principaux pays détenteurs d'éolien en mer étaient le Royaume-Uni (9,78 GW), l'Allemagne (7,51 GW), le Danemark (1,7 GW), la Belgique (1,55 GW) et les Pays-Bas (0,96 GW)[b 2].

Fin 2019, la puissance installée d'éolien en mer atteignait 29 136 MW, dont 9 723 MW au Royaume-Uni, 7 493 MW en Allemagne, 6 838 MW en Chine, 1 703 MW au Danemark, 1 556 MW en Belgique, 1 118 MW aux Pays-Bas, 310 MW dans le reste de l'Europe, 73 MW en Corée du sud, 292 MW dans d'autres pays d'Asie et 30 MW aux États-Unis ; la progression du parc en 2019 a été de 6 145 MW, dont 2 395 MW en Chine, 1 764 MW au Royaume-Uni, 1 111 MW en Allemagne, 370 MW en Belgique, 374 MW au Danemark et 123 MW en Asie hors Chine[101].

Fin 2018, la puissance installée d'éolien en mer atteignait 22 997 MW (18 658 MW en 2017), dont 7 963 MW au Royaume-Uni, 6 382 MW en Allemagne, 4 443 MW en Chine, 1 329 MW au Danemark, 1 186 MW en Belgique, 1 118 MW aux Pays-Bas, 302 MW dans d'autres pays européens, 73 MW en Corée du sud, 171 MW dans d'autres pays d'Asie et 30 MW aux États-Unis ; la progression du parc en 2019 a été de 4 348 MW (4 472 MW en 2017), dont 1 655 MW en Chine, 1 312 MW au Royaume-Uni, 969 MW en Allemagne, 309 MW en Belgique, 61 MW au Danemark et 35 MW en Corée du Sud[101].

En 2019, selon EurObserv'ER, la production atteint 426 TWh (362,5 TWh hors Royaume-Uni), dont 70,6 TWh en mer (40 TWh hors Royaume-Uni)[b 3], grâce à 12,24 GW de nouvelles installations (10,06 GW hors Royaume-Uni), moins 208 MW de déclassements, portant la puissance installée européenne à 191,5 GW (167,58 GW hors Royaume-Uni), dont 21,8 GW en mer (12,0 GW hors Royaume-Uni)[b 2]. La production électrique a augmenté en un an de 48,5 TWh, soit 12,85 %, progression due en partie au redémarrage du développement de l'éolien en Espagne : +2,15 GW et à une forte accélération en Suède : +1,68 GW et en Grèce : +0,73 GW ; par contre, les nouvelles installations d'éoliennes terrestres en Allemagne sont retombées au-dessous du GW pour la première fois depuis 2008 (963 MW), et ont reculé en France : +1,36 GW en 2019 contre +1,58 GW en 2018[b 3]. Les nouvelles installations d'éoliennes en mer ont atteint 3,05 GW contre 2,97 GW en 2018[b 4].

En 2018, la production s'est élevée à 379,3 TWh, dont 57,3 TWh en mer[98], grâce à 10,05 GW de nouvelles installations (contre 14,78 GW en 2017), moins 345 MW de déclassements, portant la puissance installée européenne à 178,95 GW, selon EurObserv'ER[98]. La production électrique a augmenté en un an de 16,9 TWh, soit 4,7 %, progression modeste du fait de la contraction des trois principaux marchés : Allemagne, Royaume-Uni et France[98]^,[113].

En 2016, le parc éolien européen (le second au monde) représentait 153,7 GW et 10,4 % de l'alimentation du continent en électricité, dépassant les capacités de la somme des centrales au charbon[114]^,[115].

En 2020, l'Amérique se classe au 3^e rang des continents par puissance éolienne installée avec 169 800 MW, soit 22,9 % du total mondial, dont 122 317 MW aux États-Unis, 17 750 MW au Brésil, 13 577 MW au Canada, 6 789 MW au Mexique, 2 829 MW au Chili et 2 618 MW en Argentine. Les nouvelles installations de 2020 s'élèvent à 21 762 MW, soit 23,4 % du marché mondial, dont 16 205 MW aux États-Unis, 2 297 MW au Brésil, 1 014 MW en Argentine, 684 MW au Chili, 574 MW au Mexique et 165 MW au Canada[g 6].

Les nouvelles installations de 2019 s'élèvent à 13 437 MW, soit 22,1 % du marché mondial, dont 9 143 MW aux États-Unis, 1 281 MW au Mexique, 931 MW en Argentine, 745 MW au Brésil, 597 MW au Canada et 526 MW au Chili[g 6].

Les nouvelles installations de 2018 s'élèvent à 11 891 MW, soit 23,5 % du marché mondial, dont 7 588 MW aux États-Unis, 1 939 MW au Brésil, 929 MW au Mexique, 566 MW au Canada et 445 MW en Argentine[101].

Au cours de l'année 2017, cette puissance installée s'est accrue de 10 414 MW (Amérique du Nord : 7 836 MW, Amérique Latine : 2 578 MW), soit +9,2 % et 19,8 % du total mondial des mises en service de l'année. Les États-Unis restent largement en tête avec 89 077 MW, soit 72,3 % du total du continent américain ; les 7 017 MW qu'ils ont mis en service en 2017 représentent 67 % du total américain[106].

États-Unis

Canada

Brésil

Les autres pays ayant un parc éolien significatif sont[g 6] :

• le Mexique : 6 789 MW, en progression de 478 MW en 2017, 929 MW en 2018, 1 281 MW en 2019 et 574 MW en 2020 ;
• le Chili : 2 829 MW, en progression de 269 MW en 2017, 204 MW en 2018, 526 MW en 2019 et 684 MW en 2020 ; fin 2020, les projets en construction totalisent 1,5 GW et les projets approuvés 6 GW ; un nouvel appel d'offres est prévu en juin 2021[g 7] ;
• l'Argentine : 2 618 MW, en progression de 24 MW en 2017 et 494 MW en 2018, 931 MW en 2019 et 1 014 MW en 2020.

En 2017, les pays suivants avaient un parc notable[106] :

• l'Uruguay : 1 505 MW, en progression de 295 MW en 2017 ;
• le Costa Rica : 378 MW ;
• le Pérou : 375 MW, dont 132 MW installés en 2018 ; le potentiel éolien techniquement réalisable est estimé à 20,5 GW ; parmi les projets sélectionnés par le 4^e appel d'offres, réalisé en 2016, certains ont atteint le prix record de 38 $/MWh[107] ;
• le Panama : 270 MW ;
• le Honduras : 225 MW ;
• la République dominicaine : 135 MW.

La Colombie, qui n'a en 2020 que 19,5 MW d'éolien (parc de Jepírachi), a alloué 2,27 GW de projets éoliens lors de ses deux premiers appels d'offres en 2019 ; leurs mises en service sont attendues à partir de 2022. Fin 2020, 3,16 GW de projets éoliens sont approuvés. Un nouvel appel d'offres est annoncé pour le premier semestre 2021. Le département de La Guajira, au nord du pays, est l'un des sites éoliens les plus favorables en Amérique latine, avec un potentiel estimé par la Banque mondiale à 18 GW, mais une ligne de 470 km à 500 kV doit être construite pour acheminer l'électricité produite dans cette région vers les centres de consommation. Un projet est à l'étude pour un parc en mer de 200 MW au large de Carthagène dont la mise en service est prévue fin 2025[g 8].

En 2020, la région Asie-Pacifique a conforté son rang en tête du classement des continents par puissance éolienne installée avec 346 700 MW, soit 46,7 % du total mondial, dont 288 320 MW en Chine, 38 625 MW en Inde et 7 296 MW en Australie. Les nouvelles installations se sont élevées à 55 666 MW, soit 59,9 % du marché mondial, dont 52 000 MW en Chine, 1 119 MW en Inde et 1 097 MW en Australie. La région détient 10 414 MW de parcs éoliens en mer, soit 29,5 % du total mondial, dont 9 996 MW en Chine ; 3 120 MW ont été installés en 2020, dont 3 060 MW en Chine[g 6].

En 2019, les nouvelles installations se sont élevées à 30 612 MW, soit 51 % du marché mondial, dont 26 155 MW en Chine, 2 377 MW en Inde et 837 MW en Australie[101].

En 2018, cette puissance installée s'est accrue de 26 158 MW, soit 51,6 % du marché mondial, dont 21 855 MW en Chine, 2 191 MW en Inde et 549 MW en Australie[101].

Au cours de l'année 2017, cette puissance installée s'est accrue de 24 447 MW, soit +12 % et 46,5 % du total mondial des mises en service de l'année. La Chine à elle seule, avec ses 188 232 MW, représente 82,4 % du total installé en Asie fin 2017 et 79,8 % des installations de l'année. L'Inde suit loin derrière avec 32 848 MW (14,4 % du cumul et 17 % de l'accroissement)[106].

Chine

Inde

Australie

Japon

Thaïlande

Les autres pays ayant un parc éolien significatif fin 2019 sont[g 6] :

• la Corée du Sud : 1 651 MW, dont 136 MW en mer ;
• le Pakistan : 1 287 MW ; le premier parc du Pakistan a été mis en service en 2012, avec 33 turbines Nordex fournissant 49,5 MW, le second en 2013 : 28 machines Vestas, 56,4 MW. Trois autres sont nés en 2014, totalisant 149,5 MW (100 MW pour Nordex et 49,5 MW pour Goldwind). Fin 2014, le pays comptait donc 256 MW, en progression de 141,6 % par rapport à 2013. Depuis, plusieurs nouveaux contrats ont été signés : deux parcs situés dans la région de Sindh avec 40 éoliennes Nordex de 2,5 MW, mis en service à l'été 2016 ; un autre de 30 MW de turbines Goldwind est prévu pour fin 2016. Vestas a signé un protocole d'accord pour développer entre 100 et 300 MW dans le pays[116].
• Taïwan : 692 MW[106] ;
• la Nouvelle-Zélande : 623 MW[106] ;
• les Philippines : 427 MW en 2018 ; le potentiel éolien est estimé à plus de 76 GW ; l'objectif gouvernemental est fixé à 2 345 MW en 2030[107] ; malgré la stagnation du marché éolien depuis 4 ans, le pays a 5 GW de projets en développement, 132 MW de mises en service sont prévues en 2021 et un appel d'offres pour les énergies renouvelables est annoncé en 2021[g 9] ;
• le Viêt Nam : 513 MW, dont 32 MW installés en 2018, 160 MW en 2019 et 125 MW en 2020.

Parc éolien d'Amogdoul près d'Essaouira, au Maroc.

La puissance éolienne installée en Afrique a progressé de 12,8 % en 2020, passant de 6 454 MW fin 2019 à 7 277 MW fin 2020, dont 2 465 MW en Afrique du Sud et 1 465 MW en Égypte. Les nouvelles installations de 2020 ont été de 823 MW, dont 515 MW en Afrique du Sud[g 6].

Cette puissance éolienne a progressé de 16,5 % en 2019. Les ajouts de 2019 ont été de 944 MW, dont 262 MW en Égypte[101].

La progression a été de 20 % en 2018. Les ajouts de 2018 ont été de 962 MW, dont 380 MW en Égypte et 310 MW au Kenya[107].

La puissance éolienne a progressé de 16 % en 2017 (12 % en 2016, 30 % en 2015, 58 % en 2014) ; plus de la moitié du bond en avant de 934 MW en 2014 s'est produit en Afrique du Sud : +560 MW et près d'un tiers au Maroc : +300 MW ; en 2015, l'Afrique du Sud a contribué pour 64 % à la progression du parc africain avec +483 MW, suivie par l'Éthiopie : +153 MW ; en 2016, la totalité des mises en service ont été effectuées en Afrique du Sud : +418 MW ; de même en 2017 : +621 MW[106].

Afrique du Sud

Égypte

Maroc

Éthiopie

Kenya

Les principaux producteurs d'énergie éolienne dans le monde étaient à la fin 2007[117] :

• Iberdrola (Espagne) (plus de 5 000 mégawatts installés)
• NextEra Energy Resources (États-Unis) (4 000 MW)
• Acciona (Espagne) (plus de 2 000 MW)
• Babcock & Brown (Australie) (1 500 MW)
• EDF Renouvelables (France) (1 218 MW)
• Endesa (Espagne) (plus de 1 000 MW)
• EDP (Portugal) (plus de 1 000 MW)

Au 30 juin 2013,

• Iberdrola annonce 17 355 MW de puissance installée terrestre, dont : 5 735 MW en Espagne, 5 443 MW aux États-Unis, 1 267 MW au Royaume-Uni et 1 310 MW dans le reste du monde ; en mer : 6 110 MW en développement, dont 79 ̥% au Royaume-Uni, 13 % en Allemagne et 8 % en France[118] ;
• NextEra Energy Resources annonce plus de 10 000 MW sur 100 parcs éoliens dans 19 États des États-Unis et au Canada[119] ;
• Acciona annonce 6 291 MW de puissance installée (plus 1 472 MW installés pour des clients), dont 4 073 MW en Espagne, et une part de marché de 3 % de la puissance installée dans le monde[120] ;
• Babcock & Brown a fait faillite en 2009 ; sa liquidation est en cours de finalisation en 2013[121] ;
• EDF Renouvelables annonce 5 525 MW de puissance installée, dont : 1 767 MW aux États-Unis, 769 MW en France (+40 MW en construction), 432 MW au Royaume-Uni (+62 MW en construction), 548 MW en Italie, 496 MW au Portugal, 334 MW en Turquie (+170 MW en construction), 325 MW en Belgique, 316 MW en Grèce (+69 MW en construction), 255 MW au Canada (+775 MW en construction), 231,5 MW au Mexique (+160 MW en construction)[122] ;
• Endesa a été racheté en 2007 par l'italien Enel, qui annonce 3 573 MW dont 1 640 MW en Espagne, 623 MW en Italie, 605 MW en Amérique du Nord, 265 MW en Roumanie, 172 MW en Grèce, 166 MW en France et 102 MW en Amérique latine[123] ;
• EDP a regroupé ses activités dans les énergies renouvelables dans une filiale EDP Renewables qui annonce 3 637 MW installés aux États-Unis (plus 8 393 MW en projet), 2 310 MW installés en Espagne (plus 3 689 MW en projet), 1 005 MW au Portugal, 350 MW en Roumanie, 314 MW en France, et des parcs plus petits en Pologne, Belgique, Brésil, Italie, Royaume-Uni et au Canada[124] ;
• en Chine, China Power Investment Corporation, un des cinq « Gencos » (producteurs d'électricité), annonce 3 186 MW d'éoliennes à fin 2012 (4 % de sa puissance installée totale)[125].

La montée du prix des énergies fossiles a rendu les recherches dans le domaine de l'éolien plus attirantes pour les investisseurs.

La technologie actuellement la plus utilisée pour capter l'énergie éolienne utilise une hélice sur un axe horizontal. Certains prototypes utilisent un axe de rotation vertical : une nouvelle technologie à axe vertical est celle du Kite wind generator (inspirée du kitesurf) qui, pour capter un vent le plus fort possible, utilise des câbles et des ailes qui peuvent arriver à 800/1 000 m de hauteur[126].

Schéma des pales d'une petite éolienne.

La technologie à axe horizontal présente certains inconvénients :

• l'encombrement spatial est important, il correspond à une sphère d'un diamètre égal à celui de l'hélice, reposant sur un cylindre de même diamètre. Un mât de hauteur importante est nécessaire pour capter un vent le plus fort possible ;
• le vent doit être le plus régulier possible, et donc interdit des implantations en milieu urbain ou dans un relief très accidenté ;
• la vitesse de l'extrémité d'une pale croît rapidement avec sa taille, au risque de causer défauts de fonctionnement et bruits pour le voisinage. Dans la pratique, les pales des grandes éoliennes ne dépassent jamais une vitesse de l'ordre de 100 m/s à leur extrémité. En fait, plus l'éolienne est grande, et moins le rotor tourne vite (moins de 10 tours par minute pour les grandes éoliennes en mer).

Les nouvelles éoliennes en cours de développement visent à aboutir à une technologie qui s'affranchit du bruit, de l'encombrement et de la fragilité des éoliennes à pales, tout en étant capables d'utiliser le vent quelle que soit sa direction et sa force. De nombreuses variantes sont étudiées par des essais réels en grandeur nature. Certaines éoliennes sont de petite taille (3 à 8 m de large, 1 à 2 m de haut), avec pour objectif de pouvoir les installer sur les toitures terrasses des immeubles d'habitation dans les villes, ou sur les toitures des immeubles industriels et commerciaux, dans des gammes de puissances allant de quelques kilowatts à quelques dizaines de kilowatts de puissance moyenne. Leur vitesse de rotation est faible et indépendante de la vitesse du vent. Leur puissance varie avec le cube de la vitesse du vent (la vitesse du vent élevée à la puissance 3) : quand la vitesse du vent double, la puissance est multipliée par 8. La vitesse du vent peut varier de 5 km/h à plus de 200 km/h sans nécessiter la « mise en drapeau » des pales^{[réf. nécessaire]}.

Les éoliennes sont caractérisées par leur rendement en fonction de la vitesse du vent. Les éoliennes actuelles présentent une courbe plafonnée et limitée à des vents de moins de 90 km/h.

L'Ademe a commandé un rapport à la société Climpact. Les résultats de ce rapport indiquent que sous l'effet du réchauffement climatique, les vents servant à la production éolienne d'énergie devraient diminuer de près de 10 % d'ici à 2100.

L'installation de fermes éoliennes en mer est l'une des voies de développement de cette filière : elle minimise les nuisances visuelles et de voisinage et le facteur de charge est meilleur grâce à un vent plus fort et plus constant qu'à terre. Un site en Mer du Nord[127] a montré par exemple un fonctionnement sur 96 % du temps, permettant un facteur de charge moyen de 0,37. Cette solution permet le développement technique progressif d'éoliennes de très grande puissance.

Ainsi, la production d'électricité éolienne en mer est plus importante qu'à terre à puissance nominale équivalente. On donne couramment comme moyenne 2 500 MWh par mégawatt installé en mer au lieu de 2 000 MWh par mégawatt installé à terre. Dans les zones maritimes géographiquement très favorables à l'éolien, les estimations des études indiquent le potentiel de cas extrêmes de 3 800 MWh par MW installé. Mais le coût d'investissement demeure en moyenne 20 % plus élevé que pour les éoliennes dites « classiques ».

Diverses solutions sont envisagées pour diminuer le coût du kilowatt-heure produit. Parmi les solutions étudiées, on peut noter :

• la construction d'éoliennes de plus grande puissance, produisant de 5 à 10 MW par unité ;
• la mise au point de systèmes flottants, ancrés, permettant de s'affranchir des coûts des pylônes de fondation à grande profondeur.

Les projets des futures éoliennes en mer, à l'horizon 2010, visent une puissance de 10 MW unitaire, avec un diamètre de pales de 160 mètres.

Les premiers parcs éoliens en mer ont été construits à moins de 35 m de profondeur et de 40 km des côtes ; les nouveaux projets s'éloignent de plus en plus (jusqu'à 100 km) et s'aventurent en eau profonde (jusqu'à 50 m) ; les projets en eau profonde sont surtout nombreux au Japon (neuf projets), en France (cinq projets), en Espagne (cinq), en Norvège (quatre) et aux États-Unis (quatre)[128].

Une option permettant de réduire le coût d'investissement au kilowatt installé pourrait être à terme de coupler sur le même pylône une éolienne en mer et une ou plusieurs hydroliennes.

En France, la Compagnie du vent a annoncé en novembre 2006 son projet de parc des Deux Côtes, un ensemble de 141 éoliennes totalisant 705 MW, à 14 km au large de la Seine-Maritime et de la Somme. En Angleterre, le consortium London Array a un projet à 20 km de l'embouchure de la Tamise, qui représenterait 271 turbines pour une puissance allant jusqu'à 1 000 MW[129]. Avec le projet additionnel de Thanet, c'est maintenant 1 800 MW qui devraient être installés dans l'estuaire de la Tamise. Le projet britannique de Triston Knol fera quant à lui 1 200 MW.

La compagnie norvégienne Norsk Hydro, spécialisée dans l'exploitation pétrolière et gazière en mer, développe un concept issu des plateformes pétrolières flottantes. Le principe est de monter l'éolienne sur un caisson flottant en béton (ancré au moyen de câbles, par 200 à 700 m de fond). Ce projet révolutionnerait l'éolien en mer, car il permettrait de ne plus se soucier de la profondeur, et donc d'installer des champs géants (jusqu'à 1 GW de puissance installée) loin des côtes. Cela permettrait par ailleurs de réduire le prix des champs éoliens en mer, en évitant la construction de coûteuses fondations sous-marines et de réduire les émissions de gaz à effet de serre dues à la mise en place des fondations[130].

Éolienne urbaine de deux mètres de diamètre, puissance 1,75 kW à 14 m/s, à Saint-Sébastien (Espagne), 2010.

L'éolien urbain est un concept consistant à installer et exploiter des éoliennes en milieu urbain. L'éolien urbain recherche des turbines éoliennes compactes capables de proposer une production d'électricité décentralisée, qui s'affranchirait du transport et des pertes générées.

De nombreux progrès ont été effectués au sujet des éoliennes urbaines, de nombreuses innovations ont vu le jour, et le nombre d'installations d'éoliennes en ville est en très forte hausse. La caractéristique la plus importante pour une éolienne urbaine, est l'absence d'obligation de son orientation par rapport à la direction du vent. En effet, en ville les vents sont très perturbés par l'environnement (bâtiments…), il est donc nécessaire que l'éolienne n'ait pas constamment à chercher la direction du vent, sans quoi sa production est grandement diminuée. L'installation d'éoliennes à axe vertical semble pour le moment être la solution la plus adaptée au milieu urbain.

Les concepteurs ont également mis au point des prototypes sur lesquels il n'y a plus de pales comme celles d'une hélice d'avion, mais un rotor fixé à ses deux extrémités, équipé de lames pour procurer un couple constant quelle que soit leur position par rapport à l'axe du vent. Dans certains projets un stator extérieur est ajouté au rotor, élément fixe destiné à dévier la course du vent afin d'optimiser le rendement de l'ensemble. La conception mécanique des turbines éoliennes les rend résistantes aux vents violents, et les affranchit du besoin d'être arrêtées quand le vent dépasse la vitesse de 90 km/h. Leur production est quasiment proportionnelle à la vitesse du vent jusqu'à plus de 200 km/h, sans palier limitant comme sur les éoliennes classiques. Certaines éoliennes intègrent enfin la sustentation magnétique afin de réduire les frottements et ainsi d'augmenter le rendement de l'aérogénératrice.

La directive européenne 2009/28/CE sur l'énergie renouvelable de 2009, composante du Paquet climat-énergie, demande aux 27 États membres de lui présenter leur Plan d'Action National Énergie Renouvelable (NREAP) ; les 27 plans ont été soumis à la Commission européenne le 4 janvier 2011. L'addition des objectifs de ces plans pour l'éolien donne un total de 213 GW de puissance installée en 2020, produisant 495 TWh, soit 14 % de la demande d'électricité totale[131].

La Commission européenne a également établi son propre scénario de référence, qui prévoit 222 GW de puissance installée en 2020, produisant 525 TWh, soit 14,2 % de la demande d'électricité totale[131].

Les projections de l'EWEA[131] annoncent pour 2020 dans l'Union européenne :

• scénario de base : puissance installée de 230 GW, production de 581 TWh, soit 15,7 % de la demande d'électricité totale, dont 4 % en mer ;
• scénario haut : puissance installée de 265 GW, production de 682 TWh, soit 18,4 % de la demande d'électricité totale (en mer : 4,2 %).

Pour 2030, l'EWEA prévoit 400 GW d'éoliennes (250 GW à terre et 150 GW en mer) produisant 1 154 TWh, dont 591,3 TWh à terre et 562,4 TWh en mer ; la part de l'éolien dans la production d'électricité atteindrait alors 28,5 %[131].

Le Global Wind Energy Council (GWEC), dans une étude de 2012, prévoyait trois scénarios, « référence (IEA new policies) », « modéré » et « avancé », prévoyant une production mondiale en 2020 respectivement de 1 439 TWh, 1 863 TWh et 2 821 TWh, et en 2030 de 2 412 TWh, 4 251 TWh et 6 678 TWh ; pour l'Europe (OCDE), il prévoit 211 à 263 GW en 2020 et 288 à 397 GW en 2030[132].

L'offre de formation technique, souvent anglophone, s'étend avec le développement de la filière (10 000 emplois attendus, environ, en France si l'éolien continue à se développer, notamment en mer)[133]. L'éolien en mer nécessite des compétences particulières, dont en matière de sécurité, gestion du risque de corrosion, anticipation des contraintes de météo, travail en immersion, risques liés aux munitions immergées, etc.

Une étude multicritère publiée en 2008 dans la revue Energy & Environmental Science considère l'éolien comme la filière ayant le meilleur bilan environnemental global[134]. Une éolienne ne consomme pas d'eau douce (l'accès à l'eau douce est un problème de premier plan à l'échelle mondiale), ne nécessite pas de pesticides, n'induit pas de pollution thermique. Elle a une empreinte surfacique très faible (la présence d'une éolienne est compatible avec les activités agricoles) et un impact sur la biodiversité réduit. Elle est, de plus, disponible presque partout, de manière décentralisée. C'est une énergie propre qui ne produit directement ni dioxyde de carbone, ni dioxyde de soufre, ni fines particules, ni déchets radioactifs à vie longue, ou n'importe quel autre type de pollution de l'air ou de l'eau sur son site de fonctionnement.

Toutefois, selon le think tank britannique Civitas, en raison de l'intermittence de sa production, l'éolien entraînerait davantage de rejets de gaz à effet de serre que le nucléaire et le gaz car elle nécessite de faire appel à d'autres sources d'énergie comme le charbon et le gaz quand le vent est trop faible ou trop violent[35].

La production d'électricité par conversion de l'énergie éolienne, hydraulique, nucléaire ou thermique nécessite des alternateurs renfermant des aimants de forte puissance. En 2010, 5 % de ceux-ci sont de type aimant permanent et contiennent jusqu'à 2 700 kg de néodyme par éolienne[135], une proportion appelée à atteindre 15 à 25 % du parc éolien en 2015[136]. Cette proportion pourrait encore augmenter avec le développement des éoliennes en mer, qui ne peuvent actuellement pas se passer d'aimants permanents[n 23].

Or, le néodyme, métal appartenant au groupe des terres rares, implique des procédés d'extraction et surtout de raffinage très polluants[139]. Des fabricants, comme Enercon, ont renoncé au néodyme au profit des électroaimants[140]^,[141] et des recherches sont en cours pour fabriquer des aimants sans néodyme ni autres terres rares[142].

En 2006 puis 2017, un groupe de travail de l'Académie nationale de médecine sur les éoliennes concluait qu'en matière de pollution sonore[143]^,[144] :

• la production d'infrasons par les éoliennes est, à leur voisinage immédiat, sans danger pour l'homme ;
• il n'y a pas de risques avérés de stimulation visuelle stroboscopique par la rotation des pales des éoliennes ;
• la réglementation relative à l'impact sur la santé du bruit induit était, à cette date, insuffisante, ce qui a été corrigé depuis, l'étude d'impact prévoyant maintenant une cartographie des nuisances sonores et des mesures individuelles chez les habitants les plus proches, la distance minimale des habitations étant maintenant de 500 m.

Concernant la distance de 1 500 m, le groupe de travail demandait, à titre conservatoire et en attendant la conclusion des études demandées, que soit suspendue la construction des éoliennes d'une puissance supérieure à 2,5 MW alors qu'il n'existait, à cette date, aucune éolienne terrestre d'une telle puissance en France. Ce rapport applique plus un principe de précaution sans fondement scientifique, car le bruit d'une éolienne n'est pas lié à sa puissance nominale. C'est pourquoi des expertises acoustiques sont systématiquement réalisées dans le cadre d'une étude d'impact environnementale.

Les machines de dernière génération ont fait des progrès importants sur le plan des nuisances sonores et elles peuvent être programmées, dans des circonstances particulières de force et orientation du vent, pour réduire l'impact sur une zone d'habitation proche[145].

En Australie, en mars 2005, le pédiatre David Iser a relevé trois cas de « problèmes significatifs » sur une étude concernant 25 personnes habitant dans un rayon de 2 km d'une ferme éolienne[146].

Une éolienne produit un bruit de 55 dBA au pied de sa tour, ce qui correspond à l'ambiance sonore d'un bureau. Ce niveau sonore est en général considéré comme acceptable. La réglementation française ne se base pas sur le bruit intrinsèque mais sur la notion d'émergence sonore, c'est-à-dire la différence entre le niveau sonore ambiant et celui-ci plus celui des éoliennes. Il s'agit de rester en deçà de 5 dBA le jour et 3 dBA la nuit, ce quelle que soit la vitesse du vent. Une nouvelle réglementation vient renforcer ce critère, en introduisant la notion d'émergence spectrale, avec des niveaux d'émergence à respecter par fréquence (7 dB entre 125 et 250 Hz, 5 dB entre 500 et 4 000 Hz). Cela en fait une des réglementations les plus strictes en Europe.

Le 28 novembre 2009, Le Monde consacre un dossier aux « maudits du vent », qui vivent à proximité des éoliennes et souffrent de « stress, nausées, insomnies, vertiges, irascibilité, dépression… ». Le journal indique que « les témoignages s'accumulent de façon troublante »[147].

Plusieurs publications rapportent les effets néfastes sur la santé des basses fréquences et infrasons générés par les parcs éoliens[148]. Les symptômes le plus souvent évoqués sont nausées, tachycardie, acouphènes, difficultés d'endormissement et de concentration. Les très basses fréquences et les infrasons ne sont actuellement pas pris en compte en France dans les études d'impact préliminaires à l'installation d'un parc éolien. L'ANSES a ainsi été saisie afin d'en étudier les effets[149].

Impact visuel. Parc éolien de Tehachapi Pass en Californie : des éoliennes trop nombreuses avec une rotation trop rapide.

Impact visuel. Pour réduire l'impact et augmenter la production, le choix s'est ici porté sur 11 turbines E-126 de 7,5 MW à rotation très lente au lieu de 23 turbines de 2 MW à rotation plus rapide sur la même surface de 4,5 km² (Estinnes, Belgique).

Comparativement aux premiers parcs éoliens, très denses, les nouveaux parcs voient leurs éoliennes plus espacées, celles-ci étant de plus grandes taille et puissance. Ils ont donc perdu leur aspect sur-concentré.

L'énergie éolienne fait débat en France, entre partisans, qui militent pour le développement de structures éoliennes, et opposants, qui militent pour un moratoire sur ces dispositifs, qu'ils accusent de défigurer le paysage et dont ils mettent en doute l'utilité écologique.

Plusieurs études sur les éoliennes[150] montrent que le nombre d'oiseaux tués par les éoliennes est négligeable par rapport au nombre qui meurt en raison d'autres activités humaines (chasse, lignes électriques, automobiles, etc.). Une autre étude^{[réf. nécessaire]} suggère que les oiseaux migrateurs s'adaptent aux obstacles ; ces oiseaux qui ne modifient pas leur route et continuent à voler à travers un parc éolien seraient capables d'éviter les pales, du moins dans les conditions de l'étude (vent faible et en journée). Au Royaume-Uni, la Société royale pour la protection des oiseaux a ainsi conclu que : « Les preuves disponibles suggèrent que des parcs éoliens correctement positionnés ne représentent pas un danger significatif pour les oiseaux. »

Selon la Ligue pour la protection des oiseaux, aux exceptions documentées du vanneau huppé, du chevalier gambette et de la barge à queue noire, de nombreuses espèces semblent pouvoir utiliser l'espace proche des parcs éoliens pour nicher[151].

D'autres études sur les éoliennes montrent qu'elles peuvent avoir un impact significatif sur l'avifaune[152] :

• perte d'habitat ;
• dérangement en phase de travaux ;
• effet barrière.

Jusqu'à présent relativement négligées, les chauves-souris provoquent des inquiétudes du même type, spécialement pour les plus grandes installations : la mortalité des chauves-souris augmente de façon exponentielle en fonction de la hauteur de la tour, selon une étude de 2007, alors que les mortalités d'oiseaux restent stables[153]. En effet, outre le risque de collision directe, les chauve-souris sont sensibles aux barotraumatismes provoqués par la rotation des pales[154]. Le taux de mortalité des chauve-souris par barotraumatisme ou collision est évalué entre 0 et 69 individus par éolienne et par an[155].

Si elle n'est pas, a priori, opposée à l'énergie éolienne, l'association France Nature Environnement demande une meilleure prise en compte des risques auxquels les oiseaux sont exposés[156].

D'après la revue Science et Vie de janvier 2019, les éoliennes font fuir les oiseaux prédateurs (aigles, faucons, martins-chasseurs...). Elles bouleversent en conséquence la chaîne alimentaire (par exemple, les lézards sont en sur-population dans ces zones). L'article indique que selon Maria Thaker, chercheuse en biologie, plusieurs études montrent que les parcs éoliens modifient les écosystèmes.

Dans un article publié dans la revue Ecology and Evolution, des chercheurs norvégiens proposent une solution pour limiter les impacts directs des éoliennes sur les oiseaux. En peignant une des trois pales en noir, ils auraient fait chuter de 70 % la mortalité des pygargues à queue blanche. Selon les auteurs, l'alternance de blanc et de noir dans la rotation rend les éoliennes plus visibles pour les rapaces. Cependant, le dispositif serait beaucoup moins efficace pour lutter contre la mort des petits passereaux. De plus, le fait de peindre les éoliennes est inefficace la nuit, et ne change rien aux problèmes indirects qui pèsent sur les espèces, tels que la perte d'habitat, le stress et la diminution du succès reproducteur. Toutefois, selon Kévin Barré, chercheur à Concarneau au Centre d'écologie et des sciences de la conservation, « les éoliennes tuent certainement beaucoup moins d'oiseaux par an que d'autres menaces, comme les autoroutes ou les chats. Elles sont juste plus récentes dans le paysage. Nous y sommes moins habitués. C'est plus facile de les critiquer. »[157].

Les éoliennes contribueraient localement au réchauffement de la surface de la Terre. Alimenter l'ensemble des États-Unis en énergie au moyen d'éoliennes élèverait la température au sol de 0,24 °C. L'augmentation de température serait plus sensible pendant la nuit[158]^,[159].

Les éoliennes ont été accusées d'interférence potentielle avec les radars militaires dans le cadre de la détection d'un aéronef volant à basse altitude ou pour les radars météorologiques pour la détection des précipitations. En effet, les éoliennes constituent un obstacle à la propagation de l'onde. Selon la proximité et la densité du parc d'éoliennes, ceci peut constituer un blocage majeur à basse altitude donnant une zone d'ombre dans les données. De plus, comme les pales sont en rotation, le radar note leur vitesse de déplacement et le traitement des données par filtrage Doppler ne peut les différencier d'une cible en mouvement[160].

Afin de satisfaire la consommation électrique française de 2011, une superficie d'environ 28 500 km² serait nécessaire pour un parc composé d'éoliennes de 2 MW[161].

Selon le site decrypterlenergie.org de l'association Négawatt, le socle en béton d'une éolienne de 2 MW nécessite une excavation de près d’une vingtaine de mètres de diamètre et d’une profondeur de 3 mètres ; le socle représente une masse de béton d’environ 600 tonnes armée de 25 tonnes d’acier. Pour les éoliennes plus récentes de 3 MW, la masse de béton atteint 800 tonnes, armée de 40 tonnes d’acier. Le dimensionnement des fondations dépend surtout de la prise au vent et du diamètre du rotor. La filière éolienne devrait, selon le rythme prévu par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), consommer environ 250 000 m³ de béton par an, soit 0,7 % de la production nationale de béton. Négawatt estime à 1,5 % la part des éoliennes dans l'artificialisation des terres (310 ha par an sur 14 500 ha par an). Les fondations des éoliennes de première génération ne sont pas réutilisables pour de nouvelles machines, car elles n’ont pas été conçues pour de tels réemplois et il est très délicat d’évaluer leur fatigue après une vingtaine d’années d’exploitation ; d’autre part, le gabarit des machines a significativement augmenté en une quinzaine d’années, et les anciennes fondations seraient insuffisantes pour résister aux charges mécaniques d’éoliennes deux à trois fois plus puissantes ; enfin, les espaces entre les machines augmentant avec les nouvelles éoliennes, les emplacements des anciennes fondations ne concordent pas avec les besoins des nouvelles[162].

fondations

Pour les anciens parcs datant d'avant 2020, les fondations étaient arasées à 1 m de profondeur au minimum, pour une hauteur totale de 2,5 à 4 mètres, laissant la possibilité de reprendre une activité agricole sur le site. Depuis 2020, la loi française rend obligatoire le retrait intégral des fondations des éoliennes (arrêté du 2 juin 2020), sauf dérogation « sur la base d'une étude adressée au préfet démontrant que le bilan environnemental du décaissement total est défavorable, sans que la profondeur excavée ne puisse être inférieure à 2 mètres dans les terrains à usage forestier au titre du document d'urbanisme opposable et 1 m dans les autres cas »[70].

postes de livraisons

Ils sont retirés et leurs fondations entièrement supprimées. Chaque emplacement est ensuite recouvert de terre et rendu à la végétation naturelle ou à une exploitation agricole. Cette dernière étape ne laisse aucune trace visible de l'existence passée du parc éolien.

pales

Faites en matériaux composites, elles sont difficilement recyclables et valorisables. À ce jour (2019) la filière de traitement n'existe pas, en France comme en Allemagne[65]. Des procédés de pyrolyse (déjà testés en aéronautique) ou de solvolyse font l'objet de recherches, qui permettraient de recycler à la fois la fibre et la résine polymère, mais il n’existe aucune usine capable de les mettre en œuvre[69].

coût du démantèlement[n 24]

Il est assumé par le propriétaire du bâtiment (opérateur éolien, SEM…) et est en partie récupéré grâce à la vente de la ferraille des mâts et autres composants. En France, l'article L553-3 du code de l'environnement)[63] impose aux exploitants le démantèlement des installations et la remise en état du site en fin d'exploitation ; pour s'assurer qu'ils seront à même de conduire ces opérations, ils sont tenus de constituer des garanties financières à cet effet[163].

Il n'existait pas, en 2010, de parc éolien en friche en France[164].

Les éoliennes présentent des risques d'accidents : un fort vent est susceptible de rompre les structures des éoliennes. En 2000, une rupture d'hélices au parc de Burgos a envoyé des débris tournoyer à plusieurs centaines de mètres[165]. Une des éoliennes de 62 m du parc de Bouin en Vendée s'est écrasée au sol lors du passage de la tempête Carmen le 1^er janvier 2018[166].

La majorité des accidents connus sont liés à l'utilisation de matériels d'occasion ou manquant de retour d'expérience, risque inhérent à toute technologie émergente. Les éoliennes aujourd'hui installées bénéficient de certifications réalisées par des organismes indépendants, et sont construites sous contrôle qualité sévère, réduisant significativement les risques de rupture du matériel. Cependant les éoliennes certifiées ne font pas toujours l'objet de tests de longue durée en situation d'exploitation. Dans le monde, personne n'a encore jamais été reconnu victime d'un accident éolien.

Les éoliennes exploitent une énergie cinétique produite par des différences de pression dans l'atmosphère sous l'influence du soleil. Ces flux gazeux participent à la dynamique climatique globale. Une étude publiée par des chercheurs de la Société Max-Planck dans la revue Earth System Dynamics[167] montre que l'énergie potentiellement extractible (18 à 68 Térawatts (TW) selon la méthode d'évaluation) est du même ordre de grandeur ou supérieure d'un ordre de grandeur à celui de la demande mondiale en énergie (17 TW), mais que certaines des conséquences climatiques d'une extraction à ce niveau maximal seraient comparables à celles d'un doublement du taux de CO₂.

L'étude ne prend en compte que l'éolien terrestre ; si l'on y ajoute l'éolien en mer, le potentiel est presque doublé.

En 2018, la puissance moyenne produite par l'éolien est de 0,135 TW[n 25], très en dessous du potentiel présenté plus haut, avec un facteur de croissance de 3,5 en huit ans. Tout indique que la puissance installée va continuer à croître fortement dans les prochaines années, bien qu'un net ralentissement soit observé en Europe. La marge est donc en train de se réduire, mais reste plus que confortable.

En tout état de cause, le rapport affirme que l'utilisation généralisée de l'énergie éolienne provoquerait un changement dans les précipitations, dans la dissipation de chaleur par convection, ainsi qu'une augmentation des radiations solaires à la surface de la Terre. En conclusion, il préconise de lancer des études complexes de modélisation pour accompagner et limiter le développement de l'utilisation de l'énergie éolienne, tout en confirmant d'ores et déjà qu'il existe un niveau maximal pour la récupération d'énergie éolienne, entraînant des conséquences sur le climat de la planète.

Rigide et léger, le bois de balsa entre dans la composition des pales d'éoliennes : le cœur en bois est placé entre deux « peaux » de fibre de verre qui renforcent sa résistance. Plus les pales sont longues, plus elles intègrent de balsa. Selon The Economist, le boom de l'énergie éolienne fragilise l'Amazonie équatorienne, qui assure 75 % de la production mondiale de ce bois. Les premières personnes concernées seraient les communautés indigènes[168]^,[169]. Afin de diminuer la consommation de balsa en Amazonie, les constructeurs de pales comme LM Wind substituent désormais ce matériau par du PET recyclé.^{[réf. nécessaire]}

Parmi les organismes publics français concernés par l'énergie éolienne, on peut citer, par exemple, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME), qui joue un rôle d'animation dans la recherche des énergies renouvelables), la DGEMP, la Commission de régulation de l'énergie (CRE), le gestionnaire du Réseau de Transport de Électricité (RTE), etc.

Parmi les associations françaises œuvrant dans les énergies renouvelables, on trouve des professionnels de l'énergie éolienne :

• France énergie éolienne (FEE), fondée en 1996, qui regroupe 160 professionnels de l'éolien[171] ;
• le Syndicat des énergies renouvelables (SER) ;
• le CLER - Réseau pour la transition énergétique.

Au niveau européen : Wind Europe[172], initialement European Wind Energy Association, EWEA, créée en 1982, regroupe 700 entreprises, associations et institutions de recherche ou académiques de plus de 50 pays, actives dans l'ensemble de la chaine de valeur du secteur. Elle représente le secteur auprès des Communautés européennes.

Au niveau mondial :

• le Global Wind Energy Council (GWEC)[173], association professionnelle basée à Bruxelles en Belgique, regroupe plus de 1 500 compagnies, organisations et institutions de plus de 70 pays : fabricants, développeurs, fournisseurs de composants, instituts de recherche, associations nationales pour l'éolien et les renouvelables, fournisseurs d'électricité, compagnies financières et d'assurance. Elle représente le secteur auprès des organismes mondiaux : la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC, l'Agence internationale de l'énergie (AIE), l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC), etc.
• la World Wind Energy Association (WWEA)[174], association à but non lucratif basée à Bonn en Allemagne, regroupe 600 membres de près de 100 pays.

Les laboratoires de recherche et développement dédiés à l'énergie éolienne (le CEP étant le laboratoire le plus important sur l'énergie éolienne) sont peu nombreux à s'impliquer dans des programmes de recherche et développement exclusivement consacrés à ce sujet. De plus, ils ne participent pas aux grands programmes de développement technologique au niveau européen, ce qui représente une véritable faiblesse pour le marché éolien français au niveau national et européen.

Plusieurs associations soutiennent le développement de l'énergie éolienne : Suisse-Éole en Suisse, Planète éolienne, qui regroupe des associations locales de promotion de l'éolien[175], et France Énergie éolienne, qui regroupe 160 professionnels de l'éolien[171] en France.

• En France, des opposants se sont organisés sous forme d'associations : par exemple l'association bretonne C du Vent ou la fédération Vent de Colère !, qui regroupe plus de 300 de ces associations[176].
• En Europe, la Plateforme européenne contre l'éolien industriel (European Platform Against Windfarms, EPAW) créée en octobre 2008 regroupe (en octobre 2013) 623 associations de 24 pays européens, dont 206 associations françaises[177].

Selon un sondage Louis Harris publié le 28 avril 2005, 91 % des Français se déclarent favorables à l'énergie éolienne[178].

En 2008, 62 % des Français interrogés déclaraient accepter l'installation d'une éolienne à moins d'un kilomètre de leur domicile[179].

En 2018, un sondage Harris Interactive conclut que 73 % du grand public et 80 % des riverains ont une bonne image de l'éolien (sondage réalisé auprès d'un échantillon de 1 001 riverains et de 1 091 Français)[180].

• [vidéo] L'Esprit Sorcier Officiel, Une éolienne, comment ça marche ? sur YouTube, 13 octobre 2020.
• Éoliennes : Du rêve aux réalités, film documentaire anti-éolien.

• en 10 questions L’éolien en 10 questions – Guide pratique – Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie
• de l’éolien 2020 L’observatoire de l’éolien 2020 – Capegemini, France énergie éolienne
• Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 - RTE (Réseau de tranport de l'électricité français) et AIE (Agence internationale de l'énergie)
• et réponses sur l’énergie éolienne Questions et réponses sur l’énergie éolienne – Syndicat des énergies renouvelables
• Patrice Cahart, La peste éolienne, collection Alerte, Hugo Doc, 2021, 160 pages, (ISBN 978-2755647822)
• Fabien Bouglé, Éoliennes : La Face noire de la transition écologique, Éditions du Rocher, 2019, 240 p. (ISBN 978-2-268-10270-2)
• Antoine Waechter, Le scandale éolien, éditions Baudelaire, 2019, 98 p., (ISBN 9791020325297)
• Pierre Dumont, Denis de Kergolay, Éoliennes : chronique d'un naufrage annoncé, Éditions Les Pérégrines, 2018, 153 p., (ISBN 979-10-252-0422-1)
• Jean-Louis Butré, Éolien, une catastrophe silencieuse : Coûts, nuisances, efficacité, les chiffres qui font peur, 2017, 160 p., éditions L'Artilleur

• Fernand Braudel, Civilisation matérielle, Economie et Capitalisme : XV^e – XVIII^e siècle : Les Structures du Quotidien, Armand Colin, 1979, 554 p.

• ADEME, Dans l'air du temps, l'énergie éolienne [PDF] (consulté le 30 septembre 2013).

• (en) « Wind energy barometer 2020 » [PDF], EurObserv'ER, mars 2020

• (en) « Global Wind Report 2021 » [PDF], Global Wind Energy Council (GWEC), 12 avril 2021

• (en) Paul-Frederik Bach, Wind Power in Denmark, Germany, Ireland, Great Britain, France and Spain - Statistical Survey 2012 [PDF] (consulté le 7 octobre 2013).

• RTE (Réseau de Transport d'Électricité), Bilan électrique 2012 [PDF], janvier 2013.

• Autres références

• Wiki Éolienne Base de connaissances sur l'énergie éolienne
• Ressources en ligne par l'Association mondiale de l'énergie éolienne (World Wind Energy Association - WWEA)

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