Énergie éolienne en France

L'utilisation de l'énergie du vent est ancienne et elle était très courante en France dans les régions sèches et ventées, en particulier le long des côtes. Elle était utilisée, soit dans des moulins pour moudre des céréales et presser des huiles, soit dans des éoliennes pour pomper de l'eau destinées à la boisson ou à l'irrigation. En raison de l'instabilité du vent, ce sont les moulins à eau qui étaient utilisés pour l'industrie, par exemple dans la sidérurgie pour actionner des meules et des martinets.

Les moulins à vent et les éoliennes ont presque tous été remplacés au XX^e siècle par des minoteries mues par des machines à vapeur et par des moteurs électriques.

Il existait deux moyens connus pour stocker de façon stable l'énergie très irrégulière et mal prévisible du vent : l'une consistait à faire tourner une grosse meule de pierre ou de fonte tenant lieu de volant d'inertie, l'autre consistant à pomper de l'eau et à la remonter dans un lac de retenue alimentant un cours d'eau avec un moulin à eau (ou actuellement une turbine).

Pour diverses raisons propres à la géographie de la France, à ses nombreuses ressources énergétiques renouvelables encore peu exploitées, et à l'efficacité de son service public de l'énergie, la production d'électricité éolienne ne date en France que de quelques dizaines d'années : les premiers contrats d’achat concernant l'éolien apparaissent au début des années 1990, il faut attendre 1996 pour qu'un premier programme d’appels d’offres, baptisé « Éole 2005 », soit lancé par le secrétariat d'État à l'Industrie sous la présidence de Jacques Chirac.

La taille et la position géographique de la France lui donnent le deuxième potentiel éolien européen après celui de la Grande-Bretagne[A 1].

L'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) fournit une carte du gisement éolien français[A 1] : les zones terrestres régulièrement et fortement ventées se situent sur la façade ouest du pays, de la Vendée au Pas-de-Calais, en vallée du Rhône et sur la côte languedocienne ; elle donne aussi une estimation du potentiel éolien offshore français : 30 000 MW[A 2].

Le potentiel exploitable à terre est fortement réduit par diverses contraintes, en particulier par l'obligation d'éviter les zones d'exclusion imposées par le ministère des Armées pour les radars ou l'entraînement à très basse altitude, ainsi que les zones écologiquement protégées, les périmètres historiques, et l'obligation de construire à plus de cinq cents mètres des habitations. Ainsi en Bretagne, où l'habitat est dispersé, seul 4 % du territoire est éligible à l'éolien[1].

Éoliennes d'Avignonet-Lauragais.

En 2020, la production éolienne s'est élevée à 39,7 TWh (+17,3 %), soit 7,9 % de la production totale d'électricité[2]. Le taux de couverture moyen de la consommation par la production d’origine éolienne est de 8,84 % en 2020 contre 7,2 % en 2019 ; il culmine à 13,6 % en février mais tombe à 6,4 % en juillet[3].

La production des éoliennes a atteint 34,1 TWh en 2019, en progression de 21,2 % par rapport à 2018, augmentation qui s’explique non seulement par la croissance du parc mais aussi par des conditions météorologiques particulièrement favorables ; sa part dans la production nationale nette d'électricité s'est élevée à 6,3 %, et le taux de couverture moyen de la consommation par la production d’origine éolienne a été de 7,2 % contre 5,9 % en 2018[4].

En 2018, la production éolienne de 27,9 TWh classait la France au 4^e rang en Europe, loin derrière l'Allemagne : 111,6 TWh, le Royaume-Uni : 55,8 TWh et l'Espagne : 50,8 TWh[5].

Au niveau mondial, la France se classait en 2018 au 9^e rang avec 2,2 % de la production éolienne mondiale, loin derrière la Chine (28,7 %), les États-Unis (21,7 %) et l'Allemagne (8,6 %) ; elle se classait au 7^e rang pour la puissance installée, et au 9^e rang parmi les dix premiers pour la part de l'éolien dans la production d'électricité : 4,9 %, contre 18,5 % en Espagne, 17,1 % en Allemagne et 17,1 % au Royaume-Uni[6].

La production éolienne est répartie de façon très inégale entre les régions :

En 2017-18 (juillet 2017-juin 2018), le taux de couverture de la consommation par la production éolienne s'élevait à 5,66 %[n 1] ; en comparaison, quatre pays européens dépassaient 20 % : le Danemark avec 40,5 %, l'Irlande avec 28,1 %, le Portugal avec 24,95 % et l'Allemagne avec 20,4 %, et le taux de couverture moyen en Europe atteignait 11 %[9]. Ce taux varie fortement selon la région :

Les éoliennes fonctionnent environ 80 % du temps mais avec une puissance très variable, située entre 0 et (théoriquement) 100 % ; par exemple, en 2020, la puissance éolienne a atteint son maximum à 13 409 MW le 10 février à 18 h, avec un facteur de charge de 80,1 % ; son minimum a été observé à 124 MW le 24 avril à 11 h. La puissance moyenne mensuelle observée a varié de 2 713 MW en août à 8 342 MW en février, alors que la puissance installée atteignait 17 616 MW fin 2020 ; le taux d'utilisation (facteur de charge) de cette puissance (puissance moyenne/puissance nominale) a été en moyenne de 26,35 % en 2020, en hausse de 7 % par rapport 2019 ; sa moyenne a varié de 15,8 % en août à 49,8 % en février, et sa valeur maximale mensuelle de 51,2 % en juillet à 80,1 % en février[3].

Alors que le taux moyen de couverture de la consommation française d'électricité par la production éolienne progresse d'environ 3 % en 2012 à plus de 5 % en 2017, sa valeur minimale (jours les moins ventés) reste à 0,1 % ; la puissance garantie de l'éolien est donc très faible[14].

Le facteur de charge varie fortement selon les régions ainsi que d'une année à l'autre :

On observe un effet de foisonnement entre les productions éoliennes de plusieurs régions dont les régimes de vent sont décorrélés : ainsi, au cours des journées des 27 et 28 février 2014, la production des régions Midi-Pyrénées et Languedoc-Roussillon vient compenser à deux reprises la baisse de la production du nord (Picardie et Champagne-Ardenne)[P 2].

Le parc éolien atteint 17 616 MW au 31 décembre 2020, en progression de 1 105 MW, soit +6,7 %, alors que 2 200 MW par an seraient nécessaires pour atteindre l'objectif de 24 100 MW fixé pour 2023 par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)[2]. Ces retards sont causés par des problèmes d'accès au foncier et des difficultés croissantes liées à l'acceptabilité locale des projets de grandes installations[15]. L'éolien représente 12,9 % du parc installé, mais seulement 7,9 % de la production du fait de son faible facteur de charge[2].

En 2019, le parc éolien de la France s'est accru de 1 361 MW, soit +9 % en un an, atteignant 16 494 MW installés et raccordés au 31 décembre 2019 ; cette puissance installée se répartit en 1 106 MW raccordés au réseau de transport de RTE et 15 388 MW sur les autres réseaux (Enedis, entreprises locales de distribution d'électricité et de gaz et Corse)[4] ; elle représente 12,2 % du parc installé, mais seulement 6,3 % de la production du fait de son faible facteur de charge[16].

La France était au 4^e rang européen en 2019 pour la puissance installée, derrière l'Allemagne, l'Espagne et le Royaume-Uni, avec une part dans la capacité totale de 8 %. Elle était au 5^e rang pour les nouvelles installations, derrière le Royaume-Uni, l'Espagne, l'Allemagne et la Suède, avec une part de 9 %[17].

L'évolution des puissances annuelles raccordées a été la suivante[2] :

La France s'est classée au 2^e rang européen pour les nouvelles installations en 2018, avec une part de 15,5 %, loin derrière l'Allemagne à 33,6 %. La puissance installée du parc éolien français se situe au 4^e rang européen : 8,4 %, loin derrière l'Allemagne : 32,9 %, l'Espagne et le Royaume-Uni[5].

Selon le Global Wind Energy Council, la France se classait au 7^e rang mondial avec une puissance installée de 15 307 MW fin 2018, soit 2,6 % du total mondial, alors que la population française représente seulement 0,9 % du total mondial ; cette puissance s'est accrue de 1 563 MW (+11,4 %) au cours de l'année 2018, ce qui représente une part de 14 % du marché européen et de 3 % du marché mondial[18].

En 2018, la France compte près de 8 000 éoliennes terrestres sur 1 380 parcs[19].

Fin 2017, la puissance installée du parc éolien français (hors DOM) atteignait 202,3 W par habitant, au 14^e rang en Europe, loin derrière le Danemark (960,3 W/hab.), l'Irlande (704,7 W/hab.), la Suède (672,4 W/hab.) ou l'Allemagne (671,5 W/hab.)[20].

Les projets en développement fin 2018 représentent un volume de 11 593 MW, quasiment sans changement depuis 2017[5].

Le marché a connu en 2014 une reprise marquée après quatre années de baisse due à l'insécurité juridique et l'empilement des procédures administratives causé par l'application de la loi Grenelle 2 ; en mars 2013, la loi Brottes a allégé ces contraintes en annulant la règle des cinq mâts minimum et en mettant fin aux ZDE (Zones de développement de l'éolien) au profit de Schémas régionaux éoliens (SRE) qui fixent clairement les zones possibles d'implantation par région, avec des objectifs quantitatifs et qualitatifs de valorisation du potentiel énergétique à l'horizon 2020 ; les procédures d'autorisation et de raccordement ont été simplifiées[21].

En 2020, deux régions concentrent la moitié du parc éolien français : Hauts-de-France et Grand Est.

DOM / TOM : voir énergie éolienne à La Réunion.

Éoliennes en Camargue, à proximité du Grand-Rhône.

De nombreux projets de fermes éoliennes ont été bloqués depuis la fin des années 1990 y compris en mer pour des raisons de protection des paysages, en raison de problèmes de munitions immergées sur les sites concernés ou pour d'autres raisons. Des expérimentations régionales d'atlas éolien et de zonage des zones par critères de vent, et patrimoniaux (paysage, écosystèmes), avec une première carte en région Nord-Pas-de-Calais… ont abouti à des dispositifs de concertation, rendus obligatoires par la loi de programme n^o 2005-781 qui institue des zones de développement de l'éolien (ZDE). Ces zones sont dessinées par les préfets sur proposition des communes concernées, en intégrant le respect du patrimoine environnemental et bâti, et les capacités de connexion au réseau électrique). Les éoliennes installées dans ces ZDE pourront bénéficier de l'obligation d’achat du courant, avec une fourchette de puissance (minima - maxima) fixée pour chaque ZDE. Les quelques parcs existants avant l’application de la loi bénéficient aussi du système d’obligation d’achat.

La région de Béganne (Morbihan) accueille le premier parc éolien citoyen indépendant des grands groupes (8 MW), financé par souscription publique et inauguré en juin 2014[23].

Les premiers parcs éoliens en France ont été raccordés en 2001, et le véritable essor de l'éolien s'est produit en 2005 ; les premiers contrats de vente de leur électricité à prix garanti avaient une durée de quinze ans, et leur durée de vie technique est de vingt ans ; les premiers chantiers de rénovation ont commencé en 2017, et le marché décollera surtout à partir de 2020. La filière éolienne est en discussion avec l'administration sur les règles qui seront appliquées à ces installations : les renouvellements de parcs avec des éoliennes beaucoup plus grandes, nécessitant plus de distance entre elles, seront traités comme les nouveaux parcs, avec les mêmes contraintes et les mêmes subventions ; mais le renouvellement « partiel » des installations, quand la taille des nouvelles éoliennes restera sous certains seuils d'accroissement, pourra bénéficier d'assouplissements. Le secteur discute aussi des conditions d'extension de durée de vie des parcs désormais soumis à de nouvelles contraintes environnementales[24].

Les premiers chantiers de rénovation se sont déroulés en Bretagne : à Plouyé près de la forêt de Huelgoat (Finistère), quatre turbines de l'allemand Enercon, de 2,3 MW chacune, ont remplacé les quatre turbines de 750 kW installées en 2002 ; la production sera quadruplée. Quadran a dû suivre une autre procédure pour renouveler le parc de Goulien, situé à dix kilomètres de la pointe du Raz : comme la réglementation s'est durcie depuis la construction initiale du parc, notamment avec la loi littoral, il a fallu se contenter d'un régime d'autorisation « à l'identique » ; les éoliennes de 750 kW seront remplacées par des unités de 800 kW, qui limiteront le surcroît de production à 20 %. Ces premiers chantiers de démantèlement ont permis d'expérimenter les modalités de recyclage : les pales ont été broyées et transformées en combustibles solides de récupération (CSR), consommés par une cimenterie[25].

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. Par contre, les parcs éoliens installés dans des zones où la réglementation ne les autoriserait plus aujourd'hui pourraient disparaître ; d'autres ne pourront pas accueillir des machines plus puissantes à cause de contraintes environnementales ou militaires. Globalement, pour les développeurs éoliens, la rénovation de parcs existants présente beaucoup d'intérêt, car les gisements en vents sont souvent plus élevés que la moyenne et l'accueil des riverains en général plus amical. Si la nouvelle éolienne est 10 % plus grande que l'ancienne, l'administration considère qu'il s'agit d'une « modification non-substantielle » du projet ; si elle est 50 % plus grande, elle considère qu'il s'agit d'une « modification substantielle » et le développeur doit alors engager tout un nouveau processus d'autorisations ; entre ces deux limites, la décision est laissée à l'appréciation du préfet. La CRE craint que des parcs rénovés surévaluent leur prix dans leur dossier de candidature aux appels d'offres où ils sont mis en concurrence avec des parcs neufs structurellement plus chers à construire. Elle préconise d'ouvrir des appels d'offres réservés aux parcs rénovés et d'imposer une période de vingt ans minimale pour bénéficier d'un nouveau mécanisme de soutien public[26].

La situation de la France est différente de celle de ses voisins européens ; en effet, en raison de son industrie nucléaire (une puissance de 62,25 GW, soit 62 250 MW d'électricité nucléaire est installée en France[67]), de ses barrages hydro-électriques (26 000 MW), et de son très faible recours aux énergies fossiles (centrales thermiques) pour la production électrique, la France a actuellement l'électricité la moins chère d'Europe ainsi que le plus faible impact carbone.

En raison de l'étendue et de la nature de ses côtes, elle possède aussi le deuxième gisement hydrolien marin (théoriquement 3 GW, soit 3 000 MW)[68]. Elle possède aussi, grâce à son agriculture, ses déchets organiques, ses friches et ses forêts, le premier potentiel énergétique européen pour les énergies issues de la biomasse (avec déjà 13 300 ktep[n 2] exploités en 2012, à comparer avec seulement 1 290 ktep pour l'éolien et 515 ktep produits pour le solaire)[69]. C'est dans ce contexte, prenant en compte les installations existantes, et les potentialités des autres énergies renouvelables, que s'opèrent les choix de développement de la filière de l'électricité éolienne.

Un développement important de l’énergie éolienne en France est nécessaire pour répondre aux objectifs fixés par la directive européenne sur les énergies renouvelables[70]. Selon la filiale énergies nouvelles d'EDF (EFD-EN), en 2013, « Parmi les énergies renouvelables, l'éolien est aujourd'hui la technologie la plus mature. C'est le principal mode de production d'EDF Énergies Nouvelles avec environ 85 % de ses capacités installées. »[71].

La production d'électricité éolienne en France pose plusieurs problèmes :

• L'énergie éolienne est non seulement très variable, mais aussi intermittente, car les éoliennes commencent généralement à fonctionner lorsque le vent atteint 18 km/h et s’arrêtent lorsque la vitesse des vents atteint, selon les technologies, une valeur comprise entre 70 et 90 km/h, afin d’éviter la dégradation du matériel[72]. La grande variabilité de la production éolienne[73] (un facteur > 100 entre les productions éoliennes minimale et maximale en France métropolitaine en 2016[74]) entraîne, pour pouvoir prendre le relais en cas d'absence de vent et pour garantir une capacité de production donnée, la nécessité de construire des capacités de production alternatives (thermiques, STEP ou autres) d'une puissance quasi équivalente à la capacité de production éolienne installée.
• le foisonnement géographique[n 3] permet de réduire légèrement le risque de jours sans production car la France dispose de plusieurs zones géographiques indépendantes en termes de vent[75] ; selon RTE, grâce à ce foisonnement la puissance garantie du parc éolien est estimée à 5 % de sa puissance installée.
• La quasi-totalité des éoliennes installées en France à mi-2014 étaient d'origine étrangère, avec 87 % pour les cinq principaux constructeurs : les allemands Enercon, Senvion et Nordex, le danois Vestas et l'espagnol Gamesa ; Alstom ne représentait que 2,2 %, Areva 0,9 % et Vergnet 0,7 %[76] ; depuis, les branches éoliennes d'Alstom et d'Areva sont passées sous contrôle étranger et Vergnet est en redressement judiciaire. Afin de limiter la dépendance aux importations, l'industrie éolienne française essaie de développer, dans le cadre du programme Windustry France 2.0, la part de composants fabriqués en France qu'elle estime à 25 %[77].
• Les parcs éoliens en mer en projet seront beaucoup plus coûteux que ceux construits en mer du Nord : selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'électricité produite par ces parcs marins français sera vendue à un tarif moyen garanti de 200 €/MWh[78] ; le gouvernement a renégocié ce tarif en 2018, obtenant un rabais de 30 %[48] ; en comparaison, 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, soit moins de 100 €/MWh de coût complet[79] ; mieux encore, 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 en vendront la production au prix du marché[80].
• La question du démantèlement des installations à la fin de leur durée de vie est prévue par l’article L 553-3 du Code de l’environnement, qui rend l’exploitant d’une éolienne responsable de son démantèlement et de la remise en état du site à la fin de l’exploitation[A 3].

Le site « Checknews » du journal Libération confirme qu'il faudrait plus de 3 000 éoliennes pour remplacer la centrale nucléaire de Fessenheim si on prend comme référence la puissance unitaire moyenne du parc actuel (environ 2 MW), ou 1 900 éoliennes plus modernes de 3 MW, ou 500 éoliennes en mer, plus puissantes (6 MW) et d'un facteur de capacité plus élevé (40 % contre 21 %)[81].

Une éolienne du Plateau de Millevaches.

Éoliennes dans l’Aveyron.

En 2017, le Danois Vestas a remporté 34,3 % du marché éolien français, devant l'Allemand Enercon (28,2 %). Les turbiniers allemands présents sur le marché français (Enercon, Senvion, Siemens Gamesa, Nordex...) ont capté au total 62 % du marché français. Les rares fabricants français, tels que Poma, Eolys ou Okwind, sont des PME présentes sur les éoliennes de petite taille. Certains turbiniers étrangers ont par ailleurs des activités de fabrication de composants en France, comme Enercon avec WEC Mâts Béton, ou GE avec la fabrication de pales[82].

Selon l'association patronale France Énergie Éolienne, la filière éolienne dénombre 18 400 emplois directs et indirects en 2018, soit 6 % de plus qu'en 2017 ; elle espère créer près de 30 000 emplois supplémentaires d'ici 2030[83].

Les emplois de la filière éolienne se répartissaient en 2016 en :

• études et développement : 4 042 emplois ;
• fabrication de composants : 3 884 emplois ;
• ingénierie et construction : 4 776 emplois ;
• exploitation et maintenance : 3 165 emplois.

Au total, les emplois directs de la filière étaient estimés à 15 990 équivalent temps plein en 2016, en progression de 28 % depuis 2014. Le chiffre d'affaires de la filière atteignait 4516 M€ en 2016 (dont 60,5 % dans l'exploitation-maintenance), en progression de 53 % par rapport à 2013. Ces emplois sont surtout localisés en Île-de-France : 4 090 emplois, puis Auvergne-Rhône-Alpes : 1 650 emplois, Hauts-de-France : 1 520 emplois, Pays de Loire : 1 460 emplois et Occitanie : 1 560 emplois[84]. En comparaison, la filière éolienne emploie 309 000 personne en Europe ; la France ne pèse donc que 5,2 % en termes d'emplois pour 8,1 % en termes de puissance installée[20].

Parmi les anciens et nouveaux fabricants français d'aérogénérateurs, on peut mentionner :

• le vétéran Vergnet, centré surtout sur les éoliennes de petite ou moyenne puissance, en particulier ses éoliennes haubanées rabattables en cas de cyclones, particulièrement adaptées au climat des Antilles ou de l'Océan Indien ; Vergnet a participé à la réalisation de la plus grande ferme éolienne d'Éthiopie sur le site d’Ashegoda (120 MW), inaugurée en octobre 2013 ; en août 2015, Vergnet a annoncé son alliance avec le Chinois Sinovel, numéro trois mondial du secteur, pour distribuer des éoliennes de grande taille (1,5 à 3 MW) de Sinovel dans le cadre de projets de grandes centrales éoliennes terrestres « clés en main », avec des contrats allant du financement à la maintenance[85]. Vergnet, unique fabricant français d'éoliennes, a été placée en redressement judiciaire le 30 août 2017 par le tribunal de commerce d'Orléans ; son actionnaire principal est la banque publique Bpifrance (42 %)[86].
• Alstom a pris pied dans la filière en rachetant en 2007 l'espagnol Ecotècnia, rebaptisé Alstom Wind, et l'a développé en construisant des usines à Pithiviers, à Amarillo au Texas et à Camaçari près de Salvador (Bahia) au Brésil ; Alstom Wind a remporté en 2013 un contrat pour 34 éoliennes de 3 MW au Mexique, un autre pour 414 MW au Canada et surtout un contrat de 450 M€ pour équiper l’un des plus importants champs éoliens terrestres au monde, dont les 440 éoliennes seront fabriquées dans l’usine Alstom de Camaçari dans l’État de Bahia[87]. Le rachat des actifs énergies d’Alstom par General Electric en 2014 pose le problème du devenir de la branche éolienne d'Alstom et des 100 M€ d'investissements prévus dans les usines qu'il doit construire à Cherbourg (mâts) et Saint-Nazaire (nacelles) pour les parcs en mer[76]. En mai 2018, Alstom signe un accord avec General Electric pour sortir du capital des trois coentreprises créées en 2015 lors du rachat de ses activités dans l'énergie, dont sa branche éolienne[88]. General Electric Renewable Energy annonce en octobre 2019 les premières ventes de ses turbines « made in France » de 12 MW baptisées « Haliade-X », les plus puissantes au monde[63]. L'usine de Saint-Nazaire de GE Renewable Energy démarre le 30 octobre 2019 la fabrication des 80 turbines de type Haliade 150 (6 MW) destinées au parc éolien de Saint-Nazaire exploité par EDF. L'entreprise danoise Ørsted a choisi une centaine d'Haliade-X (12 MW) pour équiper deux de ses parcs américains, au large du Maryland et du New Jersey, dont les mises en service sont prévues en 2022 et en 2024 ; GE Renewable Energy a aussi été retenu en tant que « fournisseur privilégié » par Dogger Bank Wind Farms, qui développe le futur « plus grand parc éolien en mer au monde », à 130 kilomètres des côtes du Yorkshire, au Royaume-Uni, où 300 Haliade-X seront installées à partir de 2023. Avec ce carnet de commandes de 480 turbines, l'effectif de 140 salariés de l'usine doit être porté à 350 d'ici à la mi-2020, et celui de l'usine LM Wind Power, filiale de GE qui produit à Cherbourg les pales de l'Haliade-X, passera de 120 à 320 salariés[89]. L'effectif de l'usine de Cherbourg devrait atteindre 550 emplois, et selon Agnès Pannier-Runacher, secrétaire d'État auprès du ministre de l'Économie et des Finances, « aujourd'hui, près de 2 000 salariés travaillent dans cette nouvelle filière en France. Demain, en 2030, l'éolien en mer pourrait en employer près de dix fois plus »[90].
• Areva Wind a pris pied dans la filière en rachetant l'Allemand Multibrid en 2007-2009 et une filiale de rotors, PN Rotor GmbH, en 2009 ; elle n'a de français que son actionnaire Areva, son siège social et ses usines étant situés en Allemagne, à Bremerhaven et à Stade ; elle s'est cependant engagée, à la suite du premier appel d'offres pour l'éolien en mer en avril 2012, où le consortium Iberdrola-Areva avait emporté un site, à construire deux usines au Havre et de créer 2 000 emplois ; avec les deux champs éoliens gagnés au deuxième tour avec GDF Suez, le groupe parle désormais de quatre usines au Havre et 6 000 emplois directs et indirects[31] ; en 2014, Areva crée avec Gamesa une entreprise commune (50 % Areva, 50 % Gamesa) nommée Adwen dans le domaine de l'éolien en mer[91] ; en septembre 2016, Gamesa, après sa fusion avec les activités éoliennes de Siemens, rachète la part de 50 % d'Areva dans Adwen pour 60 millions d'euros[92]. En 2019, Siemens-Gamesa a commencé au Havre les travaux de construction d'une usine de pales et nacelles d'éoliennes en mer dont la mise en service progressive est prévue fin 2021 ; elle produira les 336 éoliennes de cinq parcs français avec 750 emplois directs et indirects[93].
• la société Francéole, lancée au début 2013, fabrique des mâts pour éoliennes terrestres, marché sur lequel 50 % des produits installés en France venaient jusque-là d’Allemagne[87].

Malgré ce tissu local, l'écrasante majorité des éoliennes installées en France jusqu'en mai 2014 sont de marques étrangères : 78,5 % proviennent de quatre grands fabricants :

• Enercon (Allemagne) : 25,2 % ;
• Vestas (Danemark) : 21,9 % ;
• Senvion (ex-REpower) (Allemagne) : 18 % ;
• Nordex (Allemagne) : 13,4 %.

Avec l'espagnol Gamesa (8,5 %), Siemens (3,4 %) et GE Energy (3,4 %), WinWinD (0,5 %) et Acciona (0,5 %), les étrangers atteignent au total 95 %. Les constructeurs français se répartissent les 5 % restants, dont 3 % pour Alstom (+Ecotècnia) et 0,9 % pour Vergnet[76].

Germinon (Marne) : le parc éolien.

Éoliennes du parc Ostwind de Fruges.

Parmi les exploitants de parcs éoliens, les principaux sont :

• Engie : 1 900 MW en France en septembre 2018 après le rachat du développeur Sameole et de son portefeuille de projets de 500 MW ; Engie avait déjà racheté en juin 2018 la société bretonne Langa[94]1 500 MW en France en 2014 directement et à travers ses filiales : CNR, La Compagnie du Vent[95], Éole Generation[96], Maïa, rachetée au printemps 2016 puis fusionnée avec Engie Green ; Engie estime sa part de marché à 15 % dans l'éolien et, compte tenu des projets en cours, compte passer de 1,5 GW en 2016 à 2,2 GW en 2018 et 3 GW en 2021[97] ;
• EDF Renouvelables : 853 MW en France (+197,5 MW en construction), sur 6 249 MW de puissance installée au 30 juin 2014 ; l'éolien représente 87 % de la capacité installée totale d'EDF-EN[98] ;
• Boralex (entreprise canadienne qui a racheté en 2014 Enel Green Power France) : 445 MW installés en France, sur 750 MW installés dans le monde fin décembre 2014 (Canada, États-Unis, France). L'éolien représente 80 % de la capacité installée totale de Boralex[99]^,[100] ;
• EOLE-RES (filiale du britannique RES - Renewable Energy Systems[101]) : près de 500 MW installés ou en cours de construction[102] ;
• Ostwind (entreprise familiale indépendante allemande) : 234 MW installés (110 éoliennes) en France sur 725 MW au total en Europe[103] ; le principal parc, celui de la Communauté de Communes du Canton de Fruges (Pas de Calais), est le plus grand ensemble éolien de France selon Ostwind, avec 140 MW.

La sortie d'Areva de l'éolien en mer en septembre 2016, par cession à Gamesa de ses parts dans la coentreprise Adwen, après la cession de 50 % de l'activité éolienne d'Alstom à General Electric, sonne le glas des grandes ambitions de l'État dans le secteur. La vision d'« une filière industrielle française qui puisse remporter des marchés en Europe et dans le monde » cède la place à une absence quasi totale d'acteurs français dans cette filière lourdement subventionnée : selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'électricité produite par ces champs marins sera vendue à un tarif moyen garanti de 200 euros par mégawattheure, soit un surcoût total de 38 milliards d'euros sur la durée des contrats, financés par les ménages via leurs achats d'énergie, à rapporter aux 10 000 emplois créés, en supposant que les repreneurs étrangers tiennent les engagements d'Alstom et Areva[78].

Stand d'opposants à l'implantation d'un parc éolien dans une foire.

En octobre 2012, selon le baromètre d’opinion sur l’énergie et le climat en 2012 publié par le Ministère de l'Écologie[129], 75 % des Français « trouvent plutôt des avantages » au choix de l'éolien (79 % chez les moins de 25 ans, 63 % chez les 70 ans et plus). Parmi les inconvénients cités, la « dégradation du paysage » arrive en tête (43 %), suivie par l'intermittence de la production (39 %) et le bruit (34 %). L'adhésion est plus forte dans les zones rurales : 85 % des sondés habitant en zone rurale estiment que l'énergie éolienne est « plutôt avantageuse » contre 70 % pour ceux habitant des villes de plus de 100 000 habitants. À l'issue du Grenelle de l'environnement du 27 octobre 2007, le président Nicolas Sarkozy proposait de placer en priorité les éoliennes en zones industrielles pour favoriser l'acceptabilité sociale des projets[130].

Contrairement à l'Allemagne par exemple, les coopératives citoyennes d'énergie sont rares en France, et le premier parc éolien initié et notablement financé par des citoyens ouvre en 2014 à Béganne (Morbihan), après dix ans de mobilisation[131]. Le financement participatif sur des plateformes telles que Lendosphere et Enerfip permet de limiter les contestations locales en offrant aux riverains la possibilité de participer au financement ; le ministre de la Transition écologique Nicolas Hulot a annoncé, le 21 novembre 2017, la sélection des douze premières plateformes habilitées à labelliser les projets de financement participatif pour la croissance verte[132]^,[133].

Alors que 50 % des permis de construire étaient attaqués en justice sur la période 2012-2014, poussant à des retards pouvant dépasser trois ans selon l'Ademe, 70 % d'entre eux finissent en 2017 devant un tribunal administratif ; ainsi, le délai moyen pour la mise en route d'un nouveau parc est généralement de 7 à 9 ans, contre 3 à 4 ans en Allemagne. Sur 500 décisions de justice rendues entre 2000 et 2014, 39 % d'entre elles ont annulé un permis de construire ou confirmé le refus d'en octroyer un. Pourtant, selon une enquête Ifop de 2016 pour France Énergie éolienne, l'un des deux lobbies professionnels, l'éolien aurait une image positive pour 76 % de la population française comme auprès des riverains ; un sondage BVA de 2015 pour le Syndicat des énergies renouvelables (SER) auprès d'habitants directement concernés, ne relevait que 9 % de détracteurs, 6 % de méfiants et 20 % d'indécis. Plusieurs mesures ont été annoncées en janvier 2018 par Sébastien Lecornu, secrétaire d'État auprès de Nicolas Hulot : supprimer le premier degré de juridiction de proximité (le tribunal administratif), pour passer directement à l'étape de la cour administrative d'appel, comme cela se pratique déjà pour les grands projets éoliens en mer, tous expédiés à la cour de Nantes ; réunir en un seul texte les diverses autorisations environnementales ; réduire à deux mois le délai de décision des préfets après la conclusion des commissaires-enquêteurs[134].

En juin 2021, l'opposition au développement du parc éolien est très présente dans la campagne des régionales et des départementales. Cette opposition est notamment portée par le Rassemblement national, Les Républicains[135]. À gauche, le Parti communiste s'oppose à la construction d'un parc éolien en mer en Normandie[136].

Un arrêté ministériel de 2011 a remonté le seuil de niveau sonore ambiant à 35 dB pour les éoliennes[137]. Cette décision déroge ainsi au code de la santé publique qui fixe ce seuil à 30 dB[138]. Cet arrêté autorise les éoliennes à porter le bruit ambiant global à l'extérieur des habitations à 35 dBA, sans qu'aucun critère d'émergence puisse leur être opposé, alors que ce seuil n'est que de 30 dBA à l'article R.1334-32 du code de la santé publique. La sénatrice Anne-Catherine Loisier soutient que « ces cinq décibels supplémentaires autorisés pour les éoliennes correspondent, en acoustique, au triplement de la source sonore ». Selon elle, les mesures en décibels pondérés « A » (dBA) minorent considérablement l'évaluation de la gène liée aux basses fréquences caractéristiques du bruit des éoliennes, comme le confirmerait le rapport de l'Agence française de sécurité sanitaire de l'environnement et du travail, intitulé « impacts sanitaires du bruit généré par les éoliennes », publié en mars 2008. Ce même arrêté ministériel dispense aussi les éoliennes de tout contrôle des basses fréquences alors que l'article R.1334-34 du code de santé publique définit à 7 dB les valeurs limites de l'émergence spectrale dans les bandes d'octave normalisées centrées sur 125 Hz et 250 Hz[139]. En 2017, le rapport de l'Anses conclut néanmoins que « les données disponibles ne mettent pas en évidence d’argument scientifique suffisant en faveur de l’existence d’effets sanitaires liés aux expositions au bruit des éoliennes. Les connaissances actuelles en matière d’effets potentiels sur la santé liés à l’exposition aux infrasons et basses fréquences sonores ne justifient ni de modifier les valeurs limites existantes, ni d’étendre le spectre sonore actuellement considéré. »[140]

De nombreuses associations ont été créées pour dénoncer les nuisances sonores occasionnées par les éoliennes. Beaucoup d'entre elles sont regroupées sous la bannière de la fédération nationale Vent de Colère ![141]. En janvier 2021, première en France, la préfecture de l'Orne ordonne, après de nombreuses plaintes des riverains, la suspension du parc éolien d'Échauffour (Orne). Les éoliennes en service depuis près de deux ans ne respecteraient pas le volume acoustique autorisé[142].

Fin 2019, sur 16 494 MW éoliens installés, 1 106 MW sont raccordés au réseau de transport (RTE - Réseau de transport d'électricité) et 15 388 MW aux réseaux de distribution (Enedis, ELD et EDF-SEI pour la Corse)[4] ; l'éventuelle mise en service des parcs éoliens en mer au début des années 2020 augmenterait fortement (de 3 000 MW) la part raccordée au réseau de transport.

L'intégration au réseau des éoliennes implique non seulement leur raccordement au réseau, mais aussi, en amont, des renforcements du réseau de distribution et parfois, encore plus en amont, des renforcements du réseau de transport ; RTE élabore donc des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) en partant des objectifs fixés par les Schémas régionaux Climat-Air-Environnement (SRCAE), en concertation avec les régions et les gestionnaires des réseaux de distribution ; au 31 mars 2014, neuf S3REnR ont été approuvés et publiés, et trois sont déposés et en cours d'approbation ; le total des objectifs 2020 des SRCAE pour l'éolien terrestre atteint 28 600 MW, largement supérieur à l'objectif national de 19 000 MW ; pour les 12 régions ayant déposé leur S3REnR, le cumul des objectifs 2020 atteint 23 100 MW (éolien + photovoltaïque), dont 11 000 MW déjà installés ou en file d'attente ; RTE a donc réservé 12 100 MW pour les EnR, dont 5 100 MW de réseau existant (marges de capacité suffisantes), 2 200 MW de renforcement non exclusivement dédiés au raccordement des EnR et 4 800 MW dédiés aux EnR ; le financement de ces travaux d'ici 2020 est estimé à 1 200 M€, dont 150 M€ seront à la charge des producteurs[143].

Le raccordement de la production éolienne offshore est l'un des principaux projets de RTE en cours au début 2017 : les lignes d'évacuation de la production des 6 parcs éoliens en projet (3 000 MW) seront des liaisons doubles à 225 kV, d'abord sous-marines du parc en mer jusqu'à la côte, puis souterraines entre la jonction d'atterrage et le poste 225 kV de raccordement ; les projets pour les parcs de Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Nazaire et Saint-Brieuc ont été soumis à l'enquête publique fin 2015 ; ceux du Tréport et d'Yeu-Noirmoutier sont en phase de concertation[144].

Au 31 décembre 2014, 80 % de la production du parc éolien est suivie en temps réel grâce à des télémesures, qui permettent à RTE d'alimenter un modèle d'observation et de prévision : IPES (Insertion de la production éolienne et photovoltaïque sur le système) ; les prévisions sont également alimentées par les données météorologiques ; IPES permet de réduire à 4,4 % l'écart horaire moyen horaire entre la production prévue la veille et la production réalisée[P 3].

Le gestionnaire du réseau électrique français RTE estimait en 2005 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 peu corrélés, qui permettront un lissage de la production meilleur qu'en Allemagne ou au Danemark ; il précise que, alors qu'une éolienne isolée ne produit pas plus de 15 % de sa puissance nominale durant la moitié du temps, le foisonnement à l'échelle de la France situe la production journalière moyenne entre 20 % et 40 % du parc total installé[145].

RTE (Réseau de transport d'électricité), une filiale de EDF, achemine le courant électrique à travers le réseau. Ce courant électrique doit avoir une fréquence de 50 Hz (en France comme dans de nombreux pays à travers le monde, voir article : Réseau électrique).

Une éolienne raccordée au réseau se doit donc de fournir cette fréquence, quelle que soit la vitesse du vent. Cette fréquence constante peut passer par une vitesse de rotation constante des pales. Cette dernière est alors obtenue par régulation notamment avec l'orientation des pales. Mais il est également possible de faire fonctionner une éolienne à vitesse de rotation variable en utilisant un convertisseur de fréquence tel qu'un cycloconvertisseur.

Dans le cas d'une éolienne synchrone, si la vitesse du vent est trop faible (par exemple moins de 10 km/h), l'éolienne s'arrête en raison des forces de frottement sec qui s'opposent à la rotation de l'hélice. Cette diminution de la vitesse de rotation ne permet plus de fournir cette fréquence. Dans ce cas, l'éolienne n'est donc plus productrice d'électricité, mais pourrait au contraire devenir consommatrice, elle est donc automatiquement déconnectée du réseau.

Si la vitesse du vent est trop forte (supérieure à 100 km/h par exemple), l'éolienne est mise en sécurité et déconnectée du réseau, ses pales sont mises en drapeau et s'arrêtent pour éviter des sollicitations qui pourraient les briser. Certaines éoliennes récentes continuent à tourner mais à vitesse réduite, diminuant ainsi le nombre de déconnexions du réseau et augmentant la production moyenne par vent fort[146]. Le fabricant Français Vergnet produit des éoliennes de taille moyenne (270 kW et 1 MW) rabattables au sol en cas de cyclones tropicaux. Ces éoliennes sont les seules à être adaptées aux zones caraïbes, pacifique où les cyclones sont fréquents[147].

Une étude de Hervé Nifenecker, de l'association Sauvons le climat, montre qu'en combinant les excédents de production éolienne en période ventée et ceux des centrales nucléaires en périodes de faible demande (nuits, week-ends, jours fériés), il serait possible de produire de l'hydrogène pour alimenter 5 millions de voitures équipées de piles à combustible ou de turbines à gaz, à un coût compétitif par rapport à celui de l'hydrogène produit en Allemagne[148].

Le 1^er janvier 2018, la tempête Carmen a arraché une éolienne de 62 mètres de haut et d'environ 260 tonnes à Bouin, en Vendée ; l'hypothèse d'une mini-tornade est envisagée pour expliquer ce phénomène[149].

En deux ans (juin 2013-avril 2015), sept condamnations d’élus ont été prononcées pour prise illégale d’intérêt et recel de prise illégale d’intérêt concernant des installations d’éoliennes. Le Service central de la prévention de la corruption, organe rattaché au ministère de la Justice, a alerté, dans un rapport publié en 2014, sur la gravité du phénomène. En avril 2015, le ministre de l’Intérieur Bernard Cazeneuve, a souligné, devant le Sénat, qu’« un élu municipal, propriétaire d'un terrain sur lequel il est prévu ou envisagé d'implanter une éolienne, qui participerait à une séance du conseil municipal au cours de laquelle un débat, en dehors de tout vote, aurait lieu sur le projet d'ensemble d'implantation d'éoliennes sur le territoire de la commune, pourrait effectivement être poursuivi pour prise illégale d'intérêts »[150].

Pour éviter ces affaires de conflits d’intérêts entre les élus des collectivités, à la fois juges et partie, et des développeurs éoliens, France Énergie éolienne (FEE) et l'association Amorce (association nationale des collectivités, des associations et des entreprises pour la gestion des déchets, de l’énergie et des réseaux de chaleur) ont signé, le 2 octobre 2015, une charte de bonnes pratiques en faveur de projets éoliens territoriaux et concertés. En signant cette charte, la collectivité s’engage à s’assurer que si un élu détient un intérêt direct ou indirect sur le projet éolien (en particulier sur le foncier), celui-ci s’abstiendra de toute présence et de toute participation aux votes du conseil municipal. La collectivité doit également communiquer sur le projet éolien, les prestataires locaux et le bilan des éoliennes. De leur côté, les développeurs doivent étudier la possibilité d’une participation de la collectivité ou des citoyens au financement du parc et créer un projet d’accompagnement pour le public[151].

La présence des éoliennes peut gêner les vols à très basse altitude et perturber la détection par radar. Les éoliennes étaient déjà interdites dans les couloirs d'entrainement des forces aériennes RTBA (réseau à très basse altitude) et dans un rayon de 30 km autour des radars militaires. Mais la croissance du parc éolien et celle de la taille des éoliennes rend le problème de plus en plus conflictuel, et l'armée a bloqué 3 000 MW de projets éoliens quasiment aboutis, dont 2 500 MW avaient pourtant déjà reçu un avis favorable de sa part, selon le syndicat France Énergie éolienne (FEE). L'armée envisagerait d'élargir la zone interdite autour des radars à 50 km, voire 60 km, et de refuser désormais tout projet dans les zones d’entraînement Voltac (secteur de vols tactiques) et Setba (secteur d’entraînement à très basse altitude), ce qui menacerait 9 000 à 10 000 MW de projets ; près de 60 % du territoire seraient interdits. Des solutions existent : radars complémentaires là où les éoliennes masquent le signal, pales et mâts « discrets » dotés d’un revêtement ne perturbant pas les radars, logiciel intégrant l’existence d’un parc dans le champ de détection. Les ministères de la Défense et de l'Environnement négocient un compromis[152].

En 2015, selon les syndicats des entreprises éoliennes, 4 000 MW à 6 000 MW de projets étaient bloqués par l'armée ; en Europe, selon Vestas, ce sont 20 000 MW qui seraient bloqués pour les mêmes raisons. Vestas teste des pales « furtives » en fibre de carbone dont l'empreinte radar serait réduite à 70 m² au lieu de 200 m² pour les pales classiques en fibre de verre[153].

En 2017, FEE estime qu’environ 6 500 MW de projets sont gelés par l’armée. Les contraintes militaires et autres (habitations, monuments, centrales nucléaires, zones Natura 2000, aéroports, radars météorologiques…) se sont multipliées : elles interdisaient 12,3 % du territoire métropolitain au développement des éoliennes en 2013, 50,25 % en 2016 et ce pourcentage, une fois l’ensemble de ces obstacles pris en compte, pourrait monter à 86 % dans un proche avenir du fait d'un projet d’extension de la zone tampon autour des radars militaires d’un rayon de 30 km (norme actuelle) à 70 km[154].

Le 18 juin 2021, une nouvelle réglementation élargit de 30 kilomètres à 70 kilomètres la zone tracée autour des radars militaires, dans laquelle la présence des éoliennes est extrêmement contrôlée. la filière éolienne estime qu'en cumulant l'ensemble des contraintes d'implantation, sa surface accessible en France se limite à 20 % du territoire. Le ministère de la Transition écologique assure toutefois que cette zone de 70 kilomètres n'interdit en rien la présence d'éoliennes si elles respectent certaines conditions[155].

Le Plan d'action national en faveur des énergies renouvelables, établi en application de l'article 4 de la directive 2009/28/CE de l'Union européenne et des décisions du Grenelle de l'environnement[156], prévoyait pour 2020 une production éolienne de 57 TWh grâce à une puissance installée de 25 GW, dont 6 GW d'éoliennes en mer (les premières installations en mer étaient censées entrer en service en 2013, date qui a depuis été repoussée à 2018). La durée annuelle de fonctionnement retenue était de 2 100 heures pour les éoliennes terrestres et 3 000 heures pour les éoliennes en mer.

L'ADEME a élaboré, en vue des débats sur la transition énergétique de 2012-2013, un scénario prospectif volontariste visant la division par quatre des émissions de gaz à effet de serre sur le territoire national d'ici 2050, par rapport au niveau de 1990. Ce scénario prévoit pour l'éolien une puissance installée en 2030 de 34 GW à terre et 12 GW en mer et en 2050 : 40 GW à terre et 30 GW en mer ; la capacité des STEP (centrales de pompage-turbinage) passerait de 5,5 GW en 2012 à 7 GW en 2030 ; en 2050, une STEP marine pourrait être construite[157].

Les objectifs de la PPE fixés en 2016 en application de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte étaient : 15 000 MW en 2018[12]. La PPE 2020-2028 fixe un objectif de 34 000 MW pour 2028[19].

Au 31 décembre 2018, les projets en développement représentent un volume de 11 593 MW, quasi stable sur un an (11 516 MW au 31 décembre 2017) ; 5 070 MW sont en file d’attente sur le réseau de RTE (dont 3 027 MW en mer), 5 941 MW sur le réseau d’Enedis, 564 MW sur celui des ELD et 6 MW en Corse[158].

Depuis juin 2013, toutes les régions ont adopté leur schéma régional éolien (SRE), document défini par la loi Grenelle 2 de 2010, qui précise les parties du territoire favorables au développement de l'énergie éolienne et fixe un chiffre de puissance potentielle à fin 2020[159].

En décembre 2017, le Conseil d'État a confirmé l'annulation des schémas régionaux éoliens adoptés sans évaluation environnementale ; les cours administratives d'appel avaient précédemment annulé les arrêtés préfectoraux d'approbation des SRCAE et des schémas régionaux éoliens (SRE) qui leur étaient annexés pour défaut d'évaluation environnementale, annulation contestée par la ministre de l'Environnement[160]^,[161].

Le projet de PPE publié en janvier 2019 prévoit 24,6 GW d'éolien terrestre en 2023 et 34,1 à 35,6 GW en 2028, et pour l'éolien en mer 2,4 GW en 2023 et 4,7 à 5,2 GW en 2028[5]. La version quasi définitive du décret de la PPE, publiée le 20 janvier 2020, augmente légèrement les objectifs d'éolien en mer : 5,2 à 6,2 GW d'ici 2028, avec un appel d'offres supplémentaire en 2021 ou 2022 ; un parc d'un GW sera installé au large de l'île d'Oléron ; à l'inverse, l'objectif 2028 pour les éoliennes terrestres est ramené à 33 à 34 GW[162].

L'État mise beaucoup sur la R&D pour stimuler le développement de la filière éolienne ; il a lancé en août 2011 un appel à manifestation d'intérêt ciblé sur les machines de grande capacité : le projet « Grand Éolien » ; parmi les lauréats retenus en juin 2013, on peut noter :

• le projet Eolift qui vise à repenser la structure d'une éolienne pour la rendre plus compétitive et plus respectueuse de l'environnement : au lieu des tours d’éoliennes traditionnelles en acier nécessitant des grues de très grande taille, rares donc peu disponibles et coûteuses, pour monter les turbines, Freyssinet et les laboratoires publics LMR et LOMC vont développer une tour en béton pouvant supporter des turbines de puissance > 3 MW dotée d'une méthode de levage inédite permettant de se passer des grues de grande capacité ; cette technologie permettrait d'accélérer la construction des parcs et de réduire de l’ordre de 15 % les coûts liés au mât et à la fondation ; la tour en béton est également moins énergivore que celle en acier ;
• le projet Jeolis qui vise à transformer la force du vent en électricité de façon plus économique et plus efficace : Jeumont Electric et les laboratoires publics L2EP et Tempo vont développer industriellement un alternateur hybride composé d’un rotor bobiné dont les performances sont améliorées par un nombre très réduit d’aimants permanents, permettant de réduire le coût des alternateurs et de leur entretien, tout en proposant des performances similaires voire supérieures aux systèmes à aimants permanents conventionnels, et réduisant par quatre la masse d'aimants, donc la dépendance aux approvisionnements en terres rares ;
• le projet Wind Process qui va chercher à développer une filière française de roulements de grande dimension (jusqu’à 4 mètres de diamètre) destinés aux applications éoliennes, créant à terme 130 emplois : le groupe NTN-SNR et les laboratoires publics Ensam et ARTS) appliqueront les procédés de production les plus innovants afin d’accroître la fiabilité des roulements et de diviser par 20 l’énergie électrique consommée lors de leur traitement de surface ;
• le projet AOF (Alstom Offshore France) qui porte sur l’industrialisation de la fabrication d’aérogénérateurs de grande puissance plus performants de type Haliade 150, conçus spécifiquement pour l'offshore (6 MW, rotor de 150 m de diamètre) ; trois usines seront créées, dont deux à Saint-Nazaire pour l'assemblage des nacelles et pour la fabrication des alternateurs à aimants permanents, et la troisième à Cherbourg pour la fabrication des pales[87].

En juillet 2021, le président Emmanuel Macron confirme le soutien aux projets en mer « dont le coût a baissé. On va continuer à les développer » ; il dénonce les « débats trop généraux » et prône le « cas par cas : Là où les projets créent trop de tensions ; là où ils dénaturent le paysage, il faut savoir les adapter ou y renoncer »[163].