Énergies marines renouvelables

Le cadre général de la transition énergétique

Les différents programmes en cours concrétisent une double volonté politique. L’Union européenne avait, en 2008, adopté le Paquet Énergie Climat qui visait à lutter contre le changement climatique et promouvoir une politique de l’énergie durable. Concrètement, il s’agissait de faire passer à 20 % la part du renouvelable dans la production énergétique de l’union (contre 8,5 % en 2008), de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 20 % et d’améliorer de 20 % l’efficacité énergétique. Seules les deux premières options sont entrées dans le droit européen.

En France, la déclinaison nationale de cette politique a été confirmée cet automne par Ségolène Royal :

réduire la part du nucléaire de 75 à 50 % à l’horizon 2025 et porter la part du renouvelable dans la consommation finale brute à 23 % en 2020 et à 32 % en 2030 ;
réduire la consommation d’énergie fossile de 30 % en 2030 par rapport à 2012 ;
réduire la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 ;
réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 par rapport à 1990 et les diviser par quatre à l’horizon 2050.

En octobre 2014, l’Union européenne actualisait sa position en se rapprochant des critères français.

La place des énergies marines renouvelables

Les énergies marines renouvelables (EMR) sont actuellement dans une phase de développement rapide sur toute la planète. En Europe, la France s’emploie à rattraper le retard qu’elle a accumulé par rapport au Royaume-Uni qui domine dans l’éolien marin, l’Allemagne étant par contre la première dans l’éolien terrestre. L’effort français est conduit par une procédure d’appels d’offres. L’État est maître d’œuvre puisque les projets seront implantés sur le domaine public maritime.

Le cahier des charges prend en compte trois critères : le prix d’achat de l’électricité (40 %), la qualité du projet industriel (40 %) et le respect de l’environnement marin et des usagers (20 %). Le premier critère est encadré par un prix plafond éliminatoire.

Deux appels d’offres dédiés à l’éolien fixe ont déjà permis de sélectionner des candidats pour produire une puissance totale de 3 000 MW (le mégawatt représente un million de watts), soit six fermes de 500 MW.

Elles seront situées près de Fécamp, Le Tréport, Courseulles, Saint-Brieuc, Saint-Nazaire et Yeu-Noirmoutier.

Pour chaque ferme, l’investissement approchera 2 milliards d’euros. L’objectif initial était de 6 000 MW en 2020. Un troisième appel d’offres s’imposera compte tenu de la multiplicité des initiatives en cours.

Les candidatures suivantes relèvent d’expériences pilotes sur des techniques récentes mais qui n’ont pas encore fait leurs preuves à une échelle industrielle. L’attribution des droits s’effectue dans ce cas par une sélection précédée d’une procédure d' »Appel à manifestation d’intérêt ». L’État accorde alors des droits à des projets de petite dimension sous la forme d’autorisations d’occupation temporaire (AOT) d’un an.

Une telle procédure est en cours pour des expériences d’hydroliennes à conduire dans le Raz Blanchard, près du cap de La Hague (sept candidats), et dans le Fromveur à Ouessant (un candidat). Deux candidats sont également déclarés non loin de l’île de Bréhat.

Plusieurs projets pilotes dans d’autres technologies vont nécessiter des droits : à Groix et Fos sur mer pour l’éolien flottant, à Bordeaux pour l’hydrolien estuarien, à Plozevet et à La Réunion pour la houle, etc.

Les acteurs

L’ampleur des investissements impose des structures puissantes et des associations originales.

Les projets sont initiés par des consortiums qui ont vocation à créer puis à gérer des fermes. Ils sont généralement conduits par des « énergéticiens », comme les Français EDF Énergies Nouvelles, GDF Suez, Neoen Marine, Akuo Energy, l’Allemand WDP off-Shore, le Danois Dong Energy, le Portugais EDP Renewable ou l’Espagnol Iberdrola. Ils associent des partenaires tels que des développeurs.

La construction d’éoliennes est pour l’instant dominée par l’Allemand Siemens et le Danois Vestas tandis que, stimulés par les programmes français, Alstom et Areva tendent à rattraper leur retard. Areva a, par ailleurs, créé une co-entreprise avec l’Espagnol Gamesa.

Progressivement, une filière s’organise, mais les positions sont loin d’être figées car il faudra réussir la construction et la mise en place, ensuite stabiliser économiquement l’exploitation tout en poursuivant la recherche technologique. Sur ce plan, rien n’est écrit.

L’éventail des techniques

L’éolien posé	Pour l’instant, c’est le mode de production dominant avec comme limite des profondeurs de 40 m. Il s’agit d’une déclinaison maritime de l’éolien terrestre, une technique désormais mature en ce qui concerne les turbines avec des puissances moyennes de 5 MW et 6 MW.	Le fait marquant actuel est la recherche de la puissance avec des machines de 8 MW développées par Vestas, Alstom et Areva.
L’éolien flottant	Encore à ses débuts, l’éolien flottant peut être installé sur des fonds de 40 à 200 m. L’intérêt est de gagner de nouveaux espaces, plus au large, où le vent est plus fort et surtout plus constant et les contraintes de cohabitation plus légères. Les structures sont flottantes et arrimées sur le fond.	En France, DCNS utilise des turbines à axe horizontal d’Alstom. Projet Vertimed porté par la PME Nénuphar ; Projet Spinfloat d’ASAH ; Ideol à La Ciotat. Le Portugal teste l’éolienne Winfloat Norvège : prototype Hywind à un seul flotteur Suède : Hexicon imagine une plate-forme hexagonale ancrée en son centre, orientable selon le vent et rassemblant 6 ou 7 turbines offrant une puissance de 40 MW.
L’hydrolien	L’hydrolien en est aussi a ses débuts. Il s’agit d’utiliser le potentiel des marées sur des sites à fort courant (environ 4 nœuds). La disponibilité est prévisible, avec évidemment une rupture à chaque inversion de marée.	Les acteurs sont nombreux : - Sabella, Open Hydro (filiale de DCNS), Voith (Hytide de 1 MW), Alstom (Océade 18 de 1,4 MW), Hydroquest (puissance de 1,3 MW avec axe vertical) ainsi qu’une expérience fluviale à Bordeaux - Guinard Energie lance son projet Mégawattblue qui vise à tester à Etel une hydrolienne horizontale et orientable à double tuyère avec une hélice de 4 m de diamètre. - Tidalys : projet d’une machine composée de 3 flotteurs sous lesquels est installé un rotor de 18,6 m de diamètre avec deux options de puissance (1,8 et 4,2 MW)
La houle	Il existe plusieurs techniques, comme le déferlement sur un plan incliné, la colonne d’eau oscillante, les systèmes à flotteurs, les panneaux immergés. L’électricité peut être produite dans la machine. Une autre solution consiste à transmettre l’énergie à terre par un fluide via une conduite sous-marine.	En France, DCNS et le Finlandais Fortun vont tester en baie d’Audierne les panneaux oscillants selon la technologie Wave Roller avec un projet pilote de trois machines et une puissance totale de 1,5 MW. Le Projet Bilboquet soutenu par le Pôle Mer Bretagne Atlantique est développé à La Seyne-sur-Mer par la société américaine D2M. Il fonctionne sur le principe de l’oscillation d’un flotteur. En Ecosse : - Aquamarine Power expérimente le procédé Oyster, actionné par des panneaux qui envoient de l’eau sous pression vers une turbine à terre. - Pelamis Wave Power est un cylindre de 180 m de long et 4 m de diamètre, avec 5 éléments reliés et articulés : le fluide est déplacé par le mouvement et génère de l’énergie. Cette technologie est également testée à La Réunion où EDF va expérimenter le procédé australien CETO dont l’énergie est apportée par un capteur de pression immergé. En Irlande, le système Wavebob, colonne à oscillation verticale est testé depuis 2006.
L’énergie thermique des mers	Exploitation, par échange thermique, de la différence de température entre la surface et le fond de la mer, qui doit être d’au moins 20°. Une circulation d’eau permet d’activer un fluide de travail en circuit fermé, ce qui actionne un générateur. La production est stable et continue.	A La Réunion, un prototype fonctionne à terre depuis 2011. Un programme est en préparation à la Martinique où les eaux sont en moyenne à 25° en surface et à 5° à 1000 m de profondeur. Le projet NEMO (New Energy for Martinique and Overseas) est conduit par DCNS et Akuo Energy pour un coût de 300 millions d’euros, couverts pour 72 millions par l’Union européenne. Il s’agira d’une centrale flottante d’une puissance de 10,7 MW. Dans le même département, un deuxième projet, Nautilus, vise une puissance de 4,5 MW.
La climatisation		Le procédé SWAC (Sea Water Air Conditionned), développé par le Belge Technum, consiste à pomper de l’eau de mer froide en profondeur vers un échangeur thermique. Celui-ci dessert un réseau secondaire d’eau douce qui alimente des habitations, réduisant la consommation électrique de 75% par rapport à une climatisation classique. La Réunion investit actuellement 150 millions d’euros dans un tel réseau. A Marseille, Cofely Services, filiale de GDF Suez, conduit le projet Thalassia pour construire en 2015 une centrale de production thermo-frigorifique de 35 millions d’euros. Des frigories captées dans le port alimenteront une pompe à chaleur qui desservira un réseau de 3 km et 500 000 m² de bâtiments.
L’énergie osmotique	Purement expérimentale en Norvège, cette technique consiste à aménager deux bassins contigus séparés par une membrane semi-perméable et contenant l’un de l’eau salée, l’autre de l’eau douce, au même niveau. L’équilibre osmotique est atteint quand une forte proportion d’eau douce est passée du côté salé. Cette hauteur d’eau peut ensuite fournir de l’énergie via une turbine.
L’énergie portuaire	Il s’agit d’inventorier le potentiel énergétique disponible près des digues, des ponts, des piles.	Le projet français EMACOP (Energies Marines Côtières et Portuaires) rassemble une trentaine d’acteurs (entreprises, universités, autorités portuaires). Les promoteurs veulent convertir la houle en électricité avec des techniques qui restent à tester : la colonne d’eau oscillante et un système de flotteurs et de bras articulés. Sur 12 sites retenus, 7 sont situés dans le Finistère, notamment le port de Saint-Guénolé-Penmarc’h et la digue de Sainte-Evette à Esquibien. Premières expériences dans un an ou deux.
L’énergie des marées	Entrée en service en 1966, l’usine marémotrice de la Rance offre une puissance de 240 MW apportée par 24 turbines réversibles, générant une production annuelle de 500 GWH (1 GWH = un milliard de watts/heure), c’est-à-dire le quart de la production de la Bretagne et 5% de sa consommation.	Barré depuis près d’un demi-siècle, l’estuaire de la Rance subit un envasement important et croissant à tel point que la capacité de l’ouvrage s’érode tous les ans. La vision actuelle de l’environnement fait que ce mode de production, malgré ses qualités technologiques, appartient au passé.

Bretagne : une chance industrielle à saisir

Avec ses atouts géographiques et technologiques, la Bretagne considère la transition énergétique comme une chance de développement industriel. Dans le cadre de ses compétences, le conseil régional s’est engagé dans le soutien à toutes les expériences d’énergie marine. Ce choix s’est affirmé dans le cadre de la Conférence régionale de la mer et du littoral.

La région a formalisé son soutien aux opérations à venir à travers un engagement sous le nom de « Pacte électrique breton », avec comme objectif de porter la capacité d’énergie marine à 3 600 MW en 2020. Il a été co-signé en 2010 avec l’État, l’ADEME et Réseau de Transport de l’Électricité.

Compte tenu des choix de DCNS, Brest s’est imposé comme le pôle industriel des EMR de l’ouest de la Bretagne. Le constructeur dispose là de ses ateliers et utilisera la zone portuaire comme base d’assemblage et de suivi et de maintenance des expériences dans lesquelles il est engagé. Brest sera aussi la base logistique d’autres opérateurs. Un programme d’aménagements de 90 ha de terre-pleins a été lancé et sera réalisé d’ici à 2020 pour un total de 220 millions d’euros sur le port, qui appartient à la région. Principal pôle océanographique français, Brest héberge aussi France Énergies Marines, un institut de recherche appliquée.

Cohabitation avec les usagers : La nécessité des compromis

Les appels d’offres imposent un inventaire des sites pour évaluer la texture des fonds qui recevront les éoliennes et dresser un état initial de la faune et de la flore. Les candidats doivent aussi dialoguer avec les usagers.

Ainsi, dans le Morbihan, le comité départemental des pêches est associé au choix de positionnement du parc éolien flottant de Groix. Il a donné son accord pour un périmètre, sous réserve que les bateaux puissent y circuler à défaut de pouvoir y pêcher. Le comité se donne les moyens de suivre l’implantation en recrutant un chargé de mission.

En baie de Saint-Brieuc, les pêcheurs ont fait valoir leurs vues sur la zone d’implantation et ont exigé d’être associés à la définition du schéma d’implantation et du plan de câblage. Dans cette région, la concertation a été très large, comme en témoigne Christophe Secula, chargé de mission au syndicat mixte du pays de Dinan.

« La discussion a duré un an, dans le cadre d’un comité de pilotage qui associait pêcheurs et plaisanciers. Les premiers ont obtenu que les fondations des éoliennes soient de type jacket plutôt qu’en béton. Il a aussi fallu choisir le port où serait basée la flotte de maintenance, avec 140 emplois comme enjeu. Saint-Quay Portrieux a été préféré à Erquy et Saint-Cast Le Guildo par le conseil général et le consortium Ailes Marines ». Aujourd’hui, dans les Côtes d’Armor, un projet touristique autour des éoliennes, avec guide et exposition, est à l’étude. Le futur parc est proche du cap Fréhel, fleuron touristique du département.

Des projets en cours

Sabella à Quimper, une PME bretonne spécialisée dans l’hydrolien

Créée en 2008 par des acteurs de l’off-shore pétrolier, Sabella ne se positionne pas comme producteur d’énergie, explique son pdg, Jean-François Daviau. « Nous sommes d’abord des turbiniers et nous pouvons intervenir en amont pour caractériser un site et en aval pour assurer la maintenance ».

Sabella a choisi de développer le mode hydrolien. « Nous concevons des ensembles posés dont la stabilité est assurée par le poids, 450 tonnes par exemple pour la version D10. L’hydrolienne peut être relevée de manière modulaire pour minimiser les masses à récupérer sur les fonds. Les pales du rotor sont symétriques et de forme lenticulaire ».

L’axe vertical convient plutôt aux conditions fluviales et aux faibles profondeurs d’eau. Dans un contexte marin, l’axe horizontal s’impose avec un meilleur rendement. « Les hydroliennes Sabella sont des engins rustiques, prévus pour fonctionner pendant 30 années, avec une maintenance une fois tous les 10 ans. Il faut savoir que le relevage d’une telle masse coûte 100 000 euros par jour ! »

Sabella a réalisé en 2008 une première expérience d’une année dans l’estuaire de l’Odet à Bénodet avec une machine appelée D03 et un rotor de 3 mètres de diamètre. « Elle s’est révélée non dangereuse pour les poissons. »

L’étape suivante, le projet Sabella D10, est une expérience en conditions industrielles qui associe l’Ifremer et le Bureau Véritas pour fournir un complément d’électricité à l’île d’Ouessant. L’hydrolienne D10 dont la construction s’achèvera au premier trimestre de 2015, pèsera donc 450 tonnes, avec une structure haute comme un immeuble de 5 étages. Assemblée à Brest, elle sera posée en avril 2015 sur des fonds de 55 m entre Ouessant et le phare de Keréon. Sa puissance « crête » de 1 000 KW viendra renforcer la centrale à fioul de l’île.

« Notre stratégie est d’offrir des solutions souples là où l’électricité est la plus chère », explique Jean-François Daviau. « C’est le cas des îles où elle est produite par un fioul qu’il faut transporter et qui peut représenter jusqu’à 80 % du prix final. Ces îles ne sont pas reliées au réseau continental et ne disposent actuellement que d’un seul mode de production. Avec les courants du Fromveur de 4m/s et un marnage de 7 à 8 m, Ouessant est un bon site qui se prêterait à l’installation d’une ferme associée à des moyens de stockage électrique à terre. Compte tenu des marées, toutes les 6 heures, la production s’arrêterait 10 minutes à une heure, le relais étant alors assuré par des batteries au lithium ».

Pour la suite, Sabella imagine une ferme de 3 à 4 machines qui couvrirait 70% des besoins d’Ouessant. La société étudie aussi un modèle plus grand, D15 (15 m de diamètre), de 2 MW de puissance « crête » et se prépare à aborder la niche des marchés îliens.

DCNS : Les EMR, un moteur pour l’exportation

Spécialiste de la construction navale militaire, le groupe DCNS joue de son savoir-faire pour se diversifier dans la transition énergétique, comme l’explique Frédéric Le Lidec, directeur des énergies marines. « Nous nous y sommes engagés il y a 5 ans avec comme idée de valoriser notre expérience historique en matière d’ingénierie, d’industrie et de maintenance. « Nous pouvons donc contribuer au développement des machines, à leur construction et à leur entretien. Nous pouvons aussi intervenir dans le domaine des équipements, telles les turbines. Enfin, nous nous positionnons aussi comme gestionnaires de grands projets. Par exemple, diriger un projet entier en liaison avec un énergéticien ».

Le groupe est actuellement engagé sur quatre modes énergétiques. Avec sa filiale Open Hydro, il recherche des développements notamment en Grande-Bretagne, au Canada et en France, avec une hydrolienne de 16 m de diamètre dont le prototype, « Arcouest », a été validé en 2014 près de Paimpol. « Nous sommes engagés dans l’équipement d’une ferme pilote de 1 MW avec deux machines, commandées par EDF et à installer en 2015 à Paimpol. C’est le préliminaire d’un programme de 14 MW et 7 hydroliennes de 2 MW de 16 m de diamètre, que nous conduisons avec EDF-EN, dans le cadre de l’appel à manifestation d’intérêt pour le site du Raz Blanchard près de Cherbourg ». Au Canada, DCNS a signé un accord avec la province de Nouvelle-Écosse pour une ferme pilote de 4 MW et deux machines. Le groupe est aussi engagé dans les îles anglo-normandes avec Alderney Renewable Energy pour installer une ferme de 300 MW, comprenant 150 hydroliennes de 2 MW.

Le deuxième mode est l’éolien flottant qui se développera à partir du futur site pilote de l’île de Groix (lire par ailleurs). « Avec un Américain, nous sommes dans les plus avancés sur cette technique ». DCNS conduit un projet de houlomoteur avec l’énergéticien finlandais Fortum. Il s’agirait d’expérimenter en baie d’Audierne la technologie « wave roller » qui repose sur des panneaux oscillants. Actuellement au stade de l’étude de faisabilité, le projet devrait offrir une puissance de 1,5 MW réalisée avec 5 machines.

DCNS est associé à l’énergéticien Akuo Energy dans un programme de développement de l’énergie thermique des mers (ETM), avec un projet de ferme pilote de 16 MW à installer au large de la Martinique en 2018. Sous le nom de Nemo (New Energy for Martinique and Overseas), il a été lauréat du fonds européen NER 300, qui lui ouvre un financement de 72 millions d’euros. »Cette technologie, qui repose sur une ressource permanente, convient à de nombreux pays, notamment les îles, où l’électricité est très chère car produite avec du fioul ».

Sur l’ensemble des techniques, DCNS se trouve au stade des premières expériences, qui n’ont pas encore d’impact sur son chiffre d’affaires. Mobilisé sur les projets nationaux, le groupe considère que les marchés principaux sont à l’exportation. D’ailleurs, le groupe vient de prendre pied au Chili où, avec l’italien Enel, il a remporté un appel d’offres pour la création d’un centre de formation en énergies marines.

Groix : les débuts de l’éolien flottant

Porté initialement par Nass & Wind, le projet éolien de Groix, baptisé Sea Reed, est aujourd’hui conduit par DCNS dans le cadre d’une opération de co-développement avec Alstom. Au premier la construction de la structure et son installation, au second celle de la turbine. « Il ne s’agit pas seulement d’installer une turbine sur un mât », commente Frédéric Le Lidec, directeur des énergies marines à DCNS. Dans l’éolien flottant, les structures sont sollicitées d’une manière qui impose d’alléger la base. D’où la nécessité d’une collaboration étroite entre les deux partenaires.

Vers 2018, DCNS installera au sud de Groix, sur des fonds de 30 m, 8 éoliennes flottantes offrant une puissance de 50 MW. Lorient recevra le câble et sera la base de maintenance. Au dernier trimestre 2014, le projet se trouve en phase préparatoire avec une étude des fonds et des campagnes de mesure du vent et des conditions marines. Les autorisations administratives seront demandées début 2016.

« Notre association avec Alstom ambitionne de devenir leader européen de l’éolien flottant, avec des machines produisant une énergie compétitive par rapport à l’éolien posé. Groix sera notre site-pilote, de démonstration. Pour toucher les marchés, il faut être vus avec du matériel exploité en conditions industrielles ».

Ailes Marines : En baie de Saint-Brieuc, un projet de 500 MW

Le projet énergétique phare de la Bretagne est porté par le consortium Ailes Marines, qui réunit l’énergéticien espagnol Iberdrola (premier producteur mondial en éolien) et le développeur Eole-Res qui ont noué un partenariat avec Neoen Marine, société présente sur toute la filière, depuis le développement jusqu’à l’exploitation. Initialement, le projet comprenait une centaine d’éoliennes de 5 MW construites par Areva. Ce dernier a pu ensuite proposer un modèle de 8 MW sur lequel s’est porté le choix final. Le parc a donc été réduit à 62 unités pour la même puissance totale, 496 MW. La production annuelle devrait atteindre 1 850 GWH, c’est-à-dire la couverture des besoins de 850 000 habitants, chauffage compris.

Le parc sera installé sur une aire de 77 km² située sur des fonds de 34 mètres (hors marnage) à 16,2 km du littoral. Avec trois pales de 88 m, l’éolienne pourra fonctionner avec des vents d’au moins 11 km/h, un dispositif de sécurité imposant l’arrêt à 90 km/h. Le mât repose sur une structure « jacket » en acier en forme de treillis, immobilisée sur le fond par des pieux.

Des câbles ensouillés relient les machines à une sous-station située dans le champ, d’où d’autres câbles envoient l’électricité sur la côte au point de raccordement. Le parc sera géré à partir d’une base portuaire installée à Saint-Quay Portrieux qui emploiera 140 salariés et armera trois bateaux, mais Brest restera le port logistique. L’entrée en service est attendue en 2020, la durée de vie des machines étant estimée à 25 années. L’investissement s’élève à plus de 2 milliards d’euros dont 39 % pour les éoliennes et 35 % pour les fondations. 200 millions d’euros supplémentaires seront affectés au raccordement.