Parc éolien de crête de 30 MW à 1 100 m d’altitude dans les Carpates ukrainiennes. Une production qui culmine en hiver et complète ainsi les projets solaires, dont la production culmine en été, sur le terrain le plus sûr du pays et à l’intérieur de l’île énergétique de Bourchtyn, synchrone avec ENTSO-E.
Documentation complète du projet à l’intention des investisseurs institutionnels et particuliers. Chacun des chiffres ci-dessous est issu du modèle financier synthétisé sur cette page ; les sources primaires sont listées en fin de document.
1. Résumé exécutif
Un parc éolien de 30 MW composé de cinq éoliennes de 6,0 MW sur une crête exposée des Carpates, vers 1 100 m d’altitude dans l’oblast d’Ivano-Frankivsk, raccordé en 110 kV à l’intérieur de l’Île énergétique de Bourchtyn. Il faut être direct sur l’arbitrage qui est au cœur de ce projet : les Carpates ne constituent pas la meilleure ressource éolienne d’Ukraine. La steppe du sud affiche 7–8 m/s à 100 m et permet une construction nettement moins chère. Ce que les Carpates offrent en revanche, c’est la sécurité, l’accès au réseau et la complémentarité saisonnière — et dans l’Ukraine en guerre, cela vaut son prix. Le scénario de base dégage 12,1 % pour les fonds propres, avec un DSCR minimal de 1,56x sur une maturité de dette de 14 ans.
€49,610,000Coût d’investissement total
12.1%TRI des fonds propres (après effet de levier)
1.56xRatio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal
30 MWPuissance totale installée
30.1%Facteur de charge net
79,058 MWhProduction nette, année 1
€19,844,000Tranche en fonds propres
€29,766,000Dette senior (65 %)
€5,788,465EBITDA de l’année 1
10.6%TRI du projet (avant effet de levier)
€2,226,672VAN à un taux d’actualisation de 10 %
8.8 AnnéeDélai de récupération simple
€110/MWhCoût actualisé de l’énergie (LCOE)
25 AnnéeDurée de vie de conception
2. Pourquoi les Carpates, alors que le vent est meilleur ailleurs
Quatre raisons pour lesquelles ce site mérite d’être développé malgré une ressource éolienne médiocre, et une raison qui, à peu de chose près, plaide contre.
C’est le terrain le plus sûr d’Ukraine
L’oblast d’Ivano-Frankivsk est la région du pays la plus éloignée de la ligne de contact et celle qui a subi le moins de dommages sur ses infrastructures énergétiques. Pour un actif dont la durée de vie de conception est de 25 ans et le financement de 14 ans, cela compte davantage qu’un point de facteur de charge. Les sites de steppe du sud, où le vent est le meilleur, sont aussi ceux qui ont été bombardés.
Il se situe à l’intérieur de l’Île énergétique de Bourchtyn
La zone UA-BEI autour de Bourchtyn est exploitée en synchronisme avec l’Europe continentale bien avant la synchronisation d’urgence du reste du pays en 2022. La production implantée ici a un accès physique aux marchés hongrois, slovaque et roumain, ce qui constitue une véritable option d’export et une couverture contre le risque de prix et de contrepartie domestiques.
La production hivernale complète les projets solaires
L’éolien des Carpates culmine en hiver, précisément lorsque les prix ukrainiens sont les plus élevés — l’indice journalier de décembre 2025 s’est établi à 130 €/MWh contre une moyenne annuelle de 104 €/MWh — et précisément lorsque les projets solaire plus stockage sont les plus faibles. Un portefeuille détenant les deux est beaucoup moins saisonnier que chacun d’eux pris isolément.
En Ukraine, l’éolien capte le prix bien mieux que le solaire
En Ukraine, le solaire cannibalise son propre prix : il produit aux heures de milieu de journée, lorsque les prix s’effondrent vers zéro, ce qui est la raison même de l’existence des projets de stockage. L’éolien, non. Il produit la nuit et pendant la pointe du soir, lorsqu’il n’y a plus de solaire sur le système et que les prix sont au plus haut. Nous retenons un prix de capture de 105 €/MWh contre un indice de base d’environ 104 €/MWh — soit à peu près la parité — là où le solaire non stocké n’en capte guère qu’un tiers.
L’argument contraire
La construction en terrain complexe est coûteuse et la ressource est moyenne : le coût actualisé de l’énergie ressort donc à 110 €/MWh. C’est très au-dessus des 30–40 $/MWh auxquels l’éolien terrestre est coté à l’échelle mondiale, et au-dessus de ce qu’atteindrait un site de steppe dans l’oblast de Mykolaïv. Ce projet n’est pas compétitif sur le coût de l’énergie. Il est compétitif sur la faisabilité ajustée du risque, et un investisseur qui n’accepte pas ce cadrage ne devrait pas y investir.
3. Ressource éolienne et productible
La ressource éolienne des Carpates dépend fortement de l’altitude. Les fonds de vallée ne dépassent pas 1,0–3,7 m/s en moyenne et sont sans valeur pour la production, mais la vitesse du vent croît de façon quasi linéaire avec l’altitude au-delà d’environ 600 m, et les crêtes exposées au-dessus de 1 000 m deviennent exploitables. Notre site est retenu sur cette base.
Indicateur
Valeur
Vitesse moyenne du vent à hauteur de moyeu
6.8 m/s
Altitude de la crête
1,100 m
Hauteur de moyeu
120 m
Diamètre du rotor
150 m
Puissance spécifique
340 W/m²
Facteur de charge brut
36.5%
Facteur de charge net
30.1%
Production nette, année 1
79,058 MWh
Heures équivalentes pleine puissance
2,635 h
Cascade de pertes du brut au net
36.5% Facteur de charge brut→30.1% Facteur de charge net
Pertes de sillage entre éoliennes−3.5%
Turbulence et distorsion de l’écoulement en terrain complexe−3.0%
Givrage hivernal et salissure des pales−4.5%
Indisponibilité des éoliennes (disponibilité de 96 %)−4.0%
Pertes électriques et pertes des transformateurs−2.0%
Écrêtement sur le réseau local−2.0%
La provision de 4,5 % au titre du givrage mérite attention, car c’est la perte le plus souvent sous-estimée dans les études de faisabilité carpatiques. Le givre blanc à 1 100 m dégrade le profil de pale bien avant de provoquer l’arrêt de la machine, et les pertes s’accumulent précisément pendant les mois d’hiver, ceux qui portent les prix les plus élevés. Nous avons retenu une valeur générique ; une étude de givrage propre au site, issue de la campagne de mât de mesure, est une condition suspensive et non un supplément souhaitable.
La moyenne de 6,8 m/s est une estimation issue de données mésoéchelle et des relations régionales avec l’altitude, non une mesure. Une campagne de mât de mesure de douze mois à hauteur de moyeu, produisant une étude de productible bancable avec des valeurs P50 et P90, est le point ouvert le plus important de ce projet — le tableau de sensibilités montre pourquoi. Aucun prêteur ne financera la construction sans elle, et un investisseur en fonds propres ne devrait pas davantage le faire.
4. Configuration des éoliennes
Une machine terrestre conventionnelle à faible puissance spécifique, choisie pour un site de vent moyen et de forte turbulence.
Indicateur
Valeur
Éoliennes
5
Puissance nominale par éolienne
6.0 MW
Puissance totale installée
30 MW
Hauteur de moyeu
120 m
Diamètre du rotor
150 m
Espacement des éoliennes le long de la crête
600 m (4.0 D)
Classe de turbulence CEI
CEI IIIB / S — évaluation d’adéquation propre au site requise
Pack climat froid
Dégivrage des pales, lubrifiants basse température, détection de glace
Dégradation annuelle de la production
0.5% par an
Durée de vie de conception
25 Année
5. Dépenses d’investissement
L’éolien terrestre est coté à l’échelle mondiale entre 1 150 et 1 800 $/kW, le haut de la fourchette reflétant une logistique contrainte et un terrain difficile. Ce projet ressort à 1 654 €/kW, proche de ce haut de fourchette, et la raison est lisible dans les postes de coût : pistes de montagne, fondations au rocher et une ligne de 14 km.
Fourniture, transport et montage des éoliennes€34,500,00069.5%
Fondations, plateformes de grutage et aires stabilisées (terrassement au rocher)€3,600,0007.3%
Piste d’accès de montagne — création et renforcement€2,200,0004.4%
Poste électrique du site et ligne aérienne 110 kV de 14 km€3,200,0006.5%
Développement, étude d’impact environnemental, mât de mesure, autorisations, frais juridiques et de financement€1,600,0003.2%
Provision pour aléas (10 %)€4,510,0009.1%
Montant / Part
Total
€49,610,000
Coût d’investissement par kW installé
€1,654/kW
TVA à l’importation et droits de douane
Exonérés pour les équipements solaires et de stockage (lois n° 3853-IX et n° 3854-IX)
La taille de ce projet est une conséquence délibérée de cette structure de coûts. Les pistes, le raccordement au réseau et le développement sont largement fixes sur un site de montagne : il faut donc les répartir sur toute la puissance que la crête peut accueillir. Nous avons d’abord modélisé une version de 18 MW : elle ressortait à 1 751 €/kW et, plus grave, à un DSCR de 0,93 dans le scénario défavorable — un projet incapable d’assurer son propre service de la dette lors d’une année de vent faible. À 30 MW, le même scénario défavorable atteint 1,09x. Trente mégawatts ne sont pas ici une ambition, c’est la taille minimale viable.
6. Revenus et charges d’exploitation
Les revenus forment un flux unique : de l’énergie vendue sur les marchés journalier et infrajournalier, ou dans le cadre d’un contrat PPA d’entreprise. Il n’y a ni arbitrage ni stockage, ce qui rend ce projet beaucoup plus simple à modéliser que les projets de batteries — et beaucoup plus exposé à la ressource éolienne.
Indicateur
Valeur
Production nette
79,058 MWh
Prix de capture
€105/MWh
Revenus de l’année 1
€8,301,056
Le prix de capture de 105 €/MWh correspond approximativement à l’indice de base de l’ensemble de 2025, soit 103,8 €/MWh. Nous supposons que l’éolien capte à parité avec l’indice de base — pas mieux. C’est conservateur pour un producteur à profil hivernal sur un marché où les prix d’hiver dépassent de 25 % la moyenne annuelle, et cela laisse délibérément hors du scénario de base le potentiel lié à l’export et au PPA.
Charges d’exploitation, année 1
Indicateur
Montant
Contrat de maintenance complète des éoliennes (48 €/kW/an)
€1,440,000
Coûts d’écarts et du marché d’ajustement (6 €/MWh)
€474,346
Assurance (0,4 % du coût d’investissement)
€223,245
Gestion d’actifs et administration de la société de projet (SPV)
€150,000
Sécurité physique et protection du site
€75,000
Loyer foncier et redevances d’usage forestier
€90,000
Fonds de retombées locales et taxes municipales
€60,000
Total des charges d’exploitation
€2,512,591
Le coût d’ajustement de 6 €/MWh est réel et propre à l’éolien. Contrairement aux projets de batteries, pilotables et capables de se sortir de leur écart par le marché, un parc éolien paie l’erreur de prévision. Le règlement des écarts en Ukraine est impitoyable, et ce poste augmente si la prévision est de mauvaise qualité.
Du chiffre d’affaires à l’EBITDA
€8,301,056Revenus de l’année 1
− €2,512,591Total des charges d’exploitation
€5,788,465EBITDA de l’année 1
7. Rentabilité, financement et sensibilités
Trois scénarios sur la même structure de capital. À noter que le scénario défavorable n’est pas confortable, et nous ne l’avons pas enjolivé.
Scénario de base — marchand, capture à parité
TRI du projet (avant effet de levier)10.6%
TRI des fonds propres (après effet de levier)12.1%
Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal1.56x
Délai de récupération simple8.8 Année
Facteur de charge net de 30,1 %, capture à 105 €/MWh, endettement de 60 % à 8,5 % sur 14 ans.
Scénario optimiste — borne haute de la ressource et PPA
TRI du projet (avant effet de levier)14.3%
TRI des fonds propres (après effet de levier)19.4%
Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal2.03x
Délai de récupération simple6.9 Année
Gain de revenus de l’année 1, scénario optimiste+22.0%
Un facteur de charge net de 33,5 %, atteignable si le mât de mesure confirme la borne haute de la ressource et si le pack climat froid limite les pertes de givrage, combiné à un prix de capture de 115 €/MWh pondéré vers l’hiver ou à un contrat PPA d’entreprise à ce niveau.
Scénario défavorable — année de vent faible au plancher de l’appel d’offres
TRI des fonds propres (après effet de levier)5.2%
Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal1.09x
Délai de récupération simple12.2 Année
Un facteur de charge de 28,3 % et une capture à 88 €/MWh. Les fonds propres ne rapportent presque rien et le DSCR tombe à 1,09x. Le projet assure encore le service de sa dette, mais de justesse, et c’est ce scénario qui détermine le niveau d’endettement.
Structure du capital
Indicateur
Valeur
Coût d’investissement total
€49,610,000
Tranche en fonds propres
€19,844,000
Dette senior (65 %)
€29,766,000
Part de dette senior (taux d’endettement)
60%
Taux d’intérêt de la dette senior
8.5%
Maturité de la dette senior
14 Année
Ni la BERD ni la SFI ne publient de marges ou de maturités pour les prêts au secteur énergétique ukrainien : le taux de 8,5 % du scénario de base est donc notre estimation et non un chiffre sourcé. La sensibilité au financement présentée ci-dessous montre à quel point le résultat en dépend.
TRI des fonds propres, scénario optimiste + dette concessionnelle
Comme pour les projets de stockage, le scénario d’exploitation et le financement sont des leviers indépendants. Appliquer au scénario optimiste une dette senior à 6,5 %, niveau qu’implique une facilité de la BERD ou de l’IFC assortie d’une couverture de première perte du Cadre d’investissement de l’UE pour l’Ukraine, rehausse encore la rentabilité avec effet de levier.
20.9%TRI des fonds propres, scénario optimiste + dette concessionnelle
2.29xRatio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal
1.9 AnnéeRetour sur investissement raccourci de
Analyse de sensibilité
TRI des fonds propres en fonction du prix de capture (€/MWh)
855.8%
959.0%
10512.1%
12016.9%
13522.0%
TRI des fonds propres en fonction du facteur de charge net
25%6.9%
28%10.0%
30.1%12.1%
33%15.2%
36%18.4%
TRI des fonds propres en fonction de l’écart sur le coût d’investissement
-15%16.4%
-7.5%14.1%
Base12.1%
+7.5%10.5%
+15%9.1%
TRI des fonds propres en fonction du taux de la dette senior
5.5%14.1%
6.5%13.4%
7.5%12.8%
8.5%12.1%
9.5%11.5%
Le facteur de charge et le prix de capture dominent, et ce sont les deux variables que nous connaissons le moins précisément avant l’achèvement de la campagne de mât de mesure. Un écart de trois points sur le facteur de charge coûte environ deux points de TRI des fonds propres. C’est la condition ordinaire d’un projet éolien antérieur au mât de mesure, et c’est pourquoi le chemin critique est l’évaluation de la ressource et non l’approvisionnement en éoliennes.
Coût actualisé de l’énergie (LCOE)
€110/MWhCoût actualisé de l’énergie (LCOE)
€100/MWhScénario optimiste — borne haute de la ressource et PPA
Calculé à un taux d’actualisation de 11 % sur 25 ans. À 110 €/MWh, ce projet est cher au regard des standards internationaux de l’éolien terrestre et ne serait pas construit en Allemagne ou en Espagne. Il fonctionne ici parce que les prix de gros ukrainiens sont élevés, que le plafond réglementaire est de 15 000 ₴/MWh et que les sites alternatifs mieux ventés portent un risque de guerre que celui-ci n’a pas.
8. Plan de masse et illustrations
Cinq éoliennes sont disposées le long de la crête avec un entraxe de 600 m — quatre diamètres de rotor, assez large pour contenir les pertes de sillage sur une crête où le vent arrive majoritairement en travers de la pente. Une piste d’accès unique relie les positions et le poste électrique du site est implanté à l’extrémité orientale, plus basse, d’où la ligne 110 kV part vers le réseau.
Implantation et profil indicatifs
Profil en travers de la crête (échelle verticale exagérée)
Indicateur
Valeur
Couloir de crête loué
3.0 × 0.8 km
Espacement des éoliennes
600 m (4.0 D)
Hauteur en bout de pale au-dessus du sol
195 m
Piste d’accès, créée et renforcée
8.5 km
Ligne aérienne vers le raccordement au réseau
14 km
Tension de raccordement
110 kV
Les positions des éoliennes sont indicatives. Le micro-siting définitif suivra la campagne de mât de mesure, l’évaluation de turbulence propre au site et le criblage environnemental, chacun pouvant déplacer une position de quelques centaines de mètres ou la supprimer. Le profil en encart est tracé avec une échelle verticale exagérée afin que les machines soient lisibles ; les distances horizontales en plan sont à l’échelle.
Photographies de référence
Éoliennes sur une crête de montagne exposéePiste d’accès de montagne desservant les éoliennes de la crêteMât et nacelle d’une éolienne vus de prèsPlusieurs éoliennes en terrain vallonné ouvert, montrant l’échelle du parc
Photographies d’installations éoliennes comparables implantées en crête, présentées pour montrer la forme physique de l’ouvrage. Il ne s’agit pas d’images de ce site, qui n’est pas encore construit.
9. Cadre réglementaire et autorisations
L’éolien dans les Carpates est juridiquement simple et écologiquement contesté. C’est le second point qui constitue la véritable contrainte.
Autorisations et foncier
Le seuil de production dispensée de licence a été porté à 20 MW jusqu’au 1er janvier 2028 : à 30 MW, ce projet requiert donc une licence de production auprès du régulateur. Le foncier de crête relève généralement du fonds forestier de l’État, c’est-à-dire de la forêt domaniale, ce qui suppose un défrichement en plus du bail foncier — un processus plus lent et plus politique que les baux agricoles utilisés par les projets solaires.
Évaluation environnementale
Une étude d’impact environnemental complète avec enquête publique est obligatoire. Les sites carpatiques engagent en outre la Convention des Carpates, les désignations du Réseau Émeraude et les couloirs de migration des oiseaux et des chiroptères le long des lignes de crête. Des députés au Parlement européen ont publiquement critiqué le développement éolien dans les Carpates ukrainiennes au motif de la déforestation, et l’Ukraine s’est vu poser des questions appuyées sur le fait de défricher la forêt pour des éoliennes tout en recevant des fonds internationaux destinés à la préserver. Tout développeur doit ici s’attendre à une opposition organisée et la prévoir, plutôt que d’en être surpris.
Soutien par appel d’offres
L’éolien est éligible à l’appel d’offres public sur les renouvelables et, séparément, à l’appel d’offres de 1 505 MW de capacité flexible. Aucun des deux n’est retenu dans le scénario de base ; le prix d’appel d’offres joue le rôle de plancher modélisé dans le scénario défavorable.
Raccordement au réseau
Raccordement en 110 kV sur le réseau UA-BEI. Le réseau local est plus faible que le réseau de transport principal, raison pour laquelle nous portons une provision d’écrêtement de 2 % dans la cascade de pertes. La capacité et le coût définitifs viendront avec les conditions techniques du gestionnaire de réseau.
Fiscalité
L’impôt sur les sociétés est de 18 %. Les équipements solaires et de stockage importés sont exonérés de TVA et de droits de douane. L’amortissement accéléré permet d’amortir les machines et équipements sur deux ans jusqu’à la fin de 2030, ce qui protège les flux de trésorerie des premières années — cet effet est reflété dans le modèle. Les dividendes versés à un détenteur non-résident subissent une retenue à la source de 15 %, réductible à 5 % en application de la convention Ukraine–Chypre lorsque le détenteur possède au moins 20 % des parts.
Structure de détention
Une société ukrainienne à responsabilité limitée détient le bail foncier, le raccordement au réseau et les autorisations ; elle est elle-même détenue par une société holding de l’UE par l’intermédiaire de laquelle les capitaux des investisseurs sont acheminés. Le rapatriement des dividendes reste soumis aux restrictions de loi martiale de la Banque nationale d’Ukraine, ce qui est communiqué comme un point ouvert.
10. Registre des risques
Indicateur
Gravité
Mesures d’atténuation
Incertitude sur la ressource éolienne — pas encore de données de mât de mesure
Élevée
Le productible repose sur une modélisation mésoéchelle, non sur une mesure. Une campagne de mât de mesure de douze mois à hauteur de moyeu produisant une étude bancable P50/P90 est une condition suspensive à la décision finale d’investissement. Jusqu’à son achèvement, le facteur de charge doit être traité comme une estimation assortie d’une plage plausible de ±3 points, que le tableau de sensibilités traduit en environ ±2 points de TRI des fonds propres.
Opposition environnementale et retard des autorisations
Élevée
Le développement éolien dans les Carpates est activement contesté au motif de la déforestation et de la biodiversité, y compris au niveau du Parlement européen. L’atténuation passe par un dialogue précoce et sincère avec les communes et les organismes de conservation, une implantation hors des parcelles du Réseau Émeraude, un dispositif de retombées locales doté de moyens et un programme d’autorisations avec une marge de temps réaliste. Ce risque peut retarder le projet ou le faire échouer purement et simplement, et il ne peut pas être entièrement maîtrisé par le développeur.
Risque militaire et risque physique sur l’actif
Élevée
L’oblast d’Ivano-Frankivsk est la région la moins exposée d’Ukraine, ce qui constitue une raison majeure du choix du site, mais aucun endroit du pays n’est à l’abri des frappes de longue portée et les éoliennes sont difficiles à réparer. L’assurance contre le risque de guerre demeure de fait indisponible pour les infrastructures énergétiques ukrainiennes ; l’atténuation consiste en une garantie de première perte d’une institution financière internationale et, à défaut, les fonds propres portent ce risque.
Givrage et performance hivernale
Moyenne
Une perte de givrage de 4,5 % est retenue. Le givre blanc à 1 100 m réduit le productible pendant les mois aux prix les plus élevés et il est couramment sous-estimé. Les mesures d’atténuation sont un pack éolienne climat froid avec dégivrage des pales et détection de glace, ainsi qu’une étude de givrage propre au site issue de la campagne de mât de mesure.
Coût de construction et accès en terrain complexe
Moyenne
Les pistes de montagne, les fondations au rocher et l’accès des grues sur forte pente sont les postes de coût les plus susceptibles de dériver, et le transport des pales jusqu’à 1 100 m contraint le choix du modèle d’éolienne. Les mesures d’atténuation sont un contrat EPC clés en main à prix fixe assorti de pénalités, une investigation géotechnique précoce et un relevé d’itinéraire avant la sélection de l’éolienne. Une provision pour aléas de 10 % est prévue.
Risque de prix marchand et de capture
Moyenne
Les revenus forment un flux unique non couvert. Les mesures d’atténuation sont le prix d’appel d’offres comme plancher, un contrat PPA avec un consommateur industriel de la zone de Bourchtyn et l’option d’export vers la Hongrie et la Slovaquie. Le scénario défavorable modélise cela directement.
Écrêtement et capacité de raccordement
Moyenne
Le réseau UA-BEI est comparativement faible. Une provision d’écrêtement de 2 % est prévue ; la capacité définitive viendra avec les conditions techniques. L’ajout de stockage au poste électrique est l’atténuation évidente d’une phase ultérieure et relèverait aussi le prix de capture.
Décalage de devises
Faible
Revenus en hryvnias face à une dette en euros et à des rendements investisseurs en euros, sans marché profond de couverture à long terme. Partiellement compensé parce que les prix de gros ukrainiens suivent la parité d’importation libellée en euros et que le plafond réglementaire est périodiquement révisé à la hausse.
11. Calendrier de réalisation
Mois 1–14Mât de mesure installé et campagne de mesure de douze mois achevée ; étude de productible bancable émise
Mois 6–18Bail foncier et défrichement, étude d’impact environnemental et enquête publique, conditions techniques de raccordement au réseau
Mois 18–24Micro-siting finalisé, contrat de fourniture des éoliennes et contrat EPC signés, licence de production obtenue, documentation de financement close
Mois 24–33Construction de la piste d’accès, fondations et plateformes de grutage, poste électrique et ligne 110 kV
Mois 33–39Livraison et montage des éoliennes, mise en service, essais de conformité au code de réseau
À partir du mois 39Exploitation commerciale, vérification des performances par rapport à l’étude de productible, reporting trimestriel aux investisseurs
12. Impact et ESG
Trente mégawatts de capacité à pointe hivernale dans la région d’Ukraine la moins exposée aux attaques constituent une contribution directe à la sécurité énergétique nationale, et pas seulement à la décarbonation. Le contrepoids honnête est que construire sur les crêtes des Carpates a un coût écologique réel, et que ce coût doit être énoncé à côté du bénéfice.
33,204 t CO₂eCO₂ évité, par an
24,706Foyers alimentés
79,058 MWhProduction annuelle
1,862,279 MWhProduction sur 25 ans
Le coût écologique
Les pistes d’accès et les plateformes d’éoliennes sur une crête boisée exigent des coupes, fragmentent les habitats et modifient l’hydrologie de montagne, et les lignes de crête sont des couloirs de migration pour les oiseaux et les chiroptères. Ces effets sont permanents sur la durée de vie de l’actif et partiellement permanents ensuite. L’atténuation — micro-siting à l’écart des parcelles sensibles, protocoles d’arrêt saisonnier pendant les migrations, reboisement compensatoire et dispositif de retombées locales doté de moyens — les réduit sans les supprimer. Les investisseurs qui pondèrent fortement la biodiversité doivent savoir que ce projet constitue un dossier ESG plus difficile que les projets solaire plus stockage, implantés sur des terres agricoles.
13. Hypothèses, sources et avertissement
Chaque affirmation quantitative de cette page renvoie à l’une des sources ci-dessous ou au modèle financier construit à partir d’elles. Lorsqu’un chiffre n’a pu être vérifié auprès d’une source primaire, nous l’avons indiqué dans la section concernée plutôt que de présenter une estimation comme un fait.
Tous les montants en euros sont convertis au taux de 1 € = 51,0 ₴, cours moyen de marché de juillet 2026.
Le présent document est fourni à titre d’information uniquement et ne constitue ni une offre de vente ni une sollicitation d’achat de titres, ni un conseil en investissement, juridique ou fiscal. Les chiffres prospectifs sont des projections modélisées reposant sur les hypothèses énoncées et différeront des résultats réels. Les projets énergétiques ukrainiens comportent des risques incluant, sans s’y limiter, le conflit armé, la destruction des actifs, l’inconvertibilité de la devise, l’évolution réglementaire et la défaillance des contreparties. Les investisseurs peuvent perdre l’intégralité du montant investi. Les investisseurs potentiels doivent prendre un conseil indépendant et s’assurer par eux-mêmes de l’exactitude de chaque hypothèse avant d’engager des capitaux.
