Panorama des énergies marines renouvelables

Les mers et les océans offrent un immense gisement d’énergies renouvelables. Elles sont présentes sous la forme d’énergie cinétique (vents et courants marins), potentielle (amplitude des marées), mécanique (houle), de potentiel thermique (gradients verticaux de température) voire de pression osmotique (gradients horizontaux de salinité). Pour les pays et territoires qui possèdent un domaine maritime significatif, les énergies marines renouvelables peuvent contribuer à la production électrique décarbonée dans le mix énergétique. C’est notamment le cas dans les îles qui ne sont pas interconnectées aux réseaux continentaux, en complément des moyens de production classiques.

Le 20 janvier 2016, EDF et DCNS immergeaient la première hydrolienne du futur parc hydrolien démonstrateur de Paimpol-Bréhat,au large des Côtes-d’Armor. En juillet 2016, l’hydrolienne Sabella D10 terminait avec succès une année de test en mer d’Iroise, entre l’archipel de Molène et l’île d’Ouessant. Les technologies d’extraction d’énergie marine sont mises à l’épreuve en environnement réel et poursuivent leur développement. Non sans quelques accidents de parcours : les hydroliennes de Paimpol-Bréhat ont ainsi dû être ramenées à terre, suite à des problèmes de corrosion.

Parallèlement, l’éolien offshore atteint progressivement sa maturité, avec des turbines de plus en plus puissantes et des coûts de production en baisse : au Royaume-Uni, le seuil symbolique des 100 livres/MWh pourrait être atteint d’ici 2020.

Depuis une dizaine d’années, les énergies marines ont le vent en poupe. Un essor tardif : la première application industrielle visant à exploiter l’énergie de la mer, toutes technologies confondues, fut la centrale marémotrice de la Rance (240 MW) qui fête en 2017 sa cinquantième année de fonctionnement. Elle contribue à 2,5% des besoins annuels en électricité de la Bretagne. C’était, jusqu’au milieu des années 1990, la seule installation au monde à exploiter l’énergie des océans sous forme industrielle.

Depuis, beaucoup d’avancées ont été réalisées, et depuis une dizaine d’années de nombreux investissements ont été réalisés, contribuant à des avancées technologiques significatives. Dynamique dans son ensemble, le secteur des ENR marines est hétérogène, avec des technologies proches de la maturité et d’autres en phase d’expérimentation.

Les technologies disponibles

L’éolien en mer. La technologie la plus dynamique sur le marché actuellement est l’éolien en mer. Elle se décline en deux catégories principales : l’éolien posé et l’éolien flottant qui se distinguent principalement par leur fondation.

Pour la première catégorie, la turbine est fixée à un support planté ou posé sur le fond marin. Les contraintes techniques et économiques limitent son déploiement à des zones de profondeur maximale d’environ 50 m, ce qui explique en partie son succès dans des mers de faible profondeur telles que la mer Baltique ou la mer du Nord. Fin 2015, on comptait en Europe une capacité de production installée de plus de 11 GW répartie dans 11 pays.

La deuxième catégorie est utilisée lorsque la profondeur atteint 50 à 300 m. L’éolienne est alors fixée à un support flottant lui-même ancré au fond. Cela permet d’accéder à un espace de déploiement beaucoup plus vaste que dans le cas de l’éolien posé. Le CAPEX d’un système éolien flottant est évalué à plusieurs dizaines de millions d’euros (pour une puissance de 5 à 7 MW).

Le potentiel techniquement exploitable (PTE) en Europe est estimé à respectivement 250 GW et 600 GW pour l’éolien posé et l’éolien flottant. En 2016, 1,558 GW supplémentaires ont porté la puissance installée à 12,631 GW, soit 3589 éoliennes offshore. On notera que le chiffre 2016 est en recul sensible par rapport à un millésime 2015 exceptionnel, ce qui traduit la grande sensibilité des décisions d’investissement au cours du pétrole et du gaz.

Le degré de maturité de ces deux technologies (Technology Readiness Level, TRL) est très différent. L’éolien en mer posé a atteint la complète maturité et est commercialisé (TRL9) depuis plus de 25 ans. Le TRL de l’éolien flottant varie de 4-5 à 8, suivant les projets. En 2016, le projet WindFloat (EDP, Principle Power) est un franc succès. Après cinq années de fonctionnement en conditions réelles d’exploitation au large du Portugal, l’éolienne de 2 MW et son support flottant ont apporté la preuve la plus convaincante de la viabilité de cette technologie.

Qu’en est-il des coûts ? Actuellement, le coût de production de l’éolien en mer posé, en Europe, est estimé à environ 160 euros/MWh, un chiffre à mettre en regard du coût de production de l’éolien terrestre (70 à 90 euros/MWh).

Le cas du Royaume-Uni, pays européen leader sur ce segment (pour raisons géographiques mais aussi du fait d’un fort soutien politique), fait apparaître une tendance à la baisse des coûts : selon une étude du centre britannique de recherches sur les énergies marines renouvelables (Offshore Renewable Energy), grâce à la forte croissance de ce marché et à l’augmentation de la puissance des turbines, entre 2013 et 2015 le coût du MWh issu des parcs éoliens offshore du Royaume-Uni aurait baissé de 11%. Il n’en demeure pas moins que ces coûts restent élevés aujourd’hui.

Le CAPEX (capital expenditure) est d’environ 5200 euros par kilowatt installé, un chiffre dans le haut de la fourchette pour ce type d’investissements, mais qui doit être mis en perspective avec deux éléments : pour les territoires insulaires, les coûts d’acheminement du pétrole et du gaz modifient l’équation économique et peuvent justifier des investissements plus coûteux ; ensuite, les performances de l’éolien marin sont plus régulières que celle de l’éolien terrestre, et les variations de production plus faciles à prévoir ; la question de l’intermittence est donc plus facile à gérer. Par ailleurs, si l’entretien pose des problèmes spécifiques qui ont leur coût, les conflits d’usages avec des riverains sont beaucoup moins nombreux, limitant donc les risques et coûts juridiques des opérations.

On note toutefois sur certains sites les réserves des stations balnéaires voisines, qui craignent pour le paysage. Sur d’autres sites, ce sont les pêcheurs qui sont monté au créneau. Mais on notera à ce propos qu’une étude danoise publiée par l’Institut national des ressources aquatiques montre que les éoliennes, qui sont des récifs artificiels, ont un effet positif pour certaines populations de poissons, dont la population a augmenté.

La technologie hydrolienne. L’étude des courants de marée pour produire de l’électricité a débuté en 1990, grâce à des systèmes de conversion appelés hydroliennes. On estime actuellement que cette technologie ne peut être économiquement rentable qu’à condition que la vitesse maximale des courants atteinte lors des grandes marées soit supérieure à environ 2 m/s. Les sites exploitables sont donc très confinés géographiquement (figure 2) et le marché de l’hydrolien peut être considéré comme un marché de niche.

En Europe, le Royaume-Uni concentre environ 60% du gisement et la France environ 20%, soit un PTE de 9 GW et 3 GW respectivement. Les systèmes insulaires ou isolés, voire les péninsules électriques, présentant un gisement intéressant et dont la production électrique est dépendante des énergies fossiles, sont prioritairement ciblés par cette technologie.

En France métropolitaine, les sites « hydroliens » les plus intéressants sont ceux de Fromveur, de Paimpol-Bréhat et du Raz Blanchard.

Le premier a accueilli pour une année probatoire l’hydrolienne Sabella D10, d’une puissance d’1 MW. 70 MWh ont été produits entre juin 2015 et juin 2016.

Deux hydroliennes de DCNS/OpenHydro ont été mises en place sur le deuxième site. Grâce aux Investissements d’Avenir proposant un budget à hauteur d’environ 50 millions d’euros par projet, le troisième site devait voir le déploiement de sept hydroliennes DCNS/OpenHydro et quatre hydroliennes General Electric (Alstom) à partir de 2017, pour un fonctionnement dans des conditions pré-commerciales (TRL 8-9). Ce dernier projet fait l’objet d’une collaboration entre la recherche universitaire (projets ANR HYD2M/PHYSIC/THYMOTE), l’industrie et les représentants nationaux des EMR (France Energies Marines) afin de mettre à profit les atouts d’une région pour le développement d’une filière industrielle.

Le retrait récent de GE, qui a jugé cette technologie trop amont en termes de maturité, a montré la fragilité de cette filière qui est encore loin d’avoir atteint sa maturité. Mais DCNS de son côté a décidé d’accélérer, en invitant fin 2016 ses partenaires à investir 150 millions (pour 200 millions déjà investis jusque-là) et en affichant l’ambition de devenir le n°1 des énergies hydroliennes. « À dix ans, cette activité peut représenter entre 500 millions et un milliard d’euros de chiffre d’affaires », expliquait en décembre 2016 Hervé Guillou, le patron de DCNS. Enfin, à côté des poids lourds il y a place pour des outsiders innovants : Sabella, qui a conçu et fabriqué l’hydrolienne de Fromveur, est une PME locale, soutenue par BPIFrance.

La technologie houlomotrice. Les technologies d’extraction de l’énergie des vagues ont fait l’objet de recherches intensives à partir des années 1970, lorsque la crise pétrolière conduisit à une augmentation de l’intérêt pour les énergies renouvelables. Mais la sous-estimation de l’agressivité du milieu marin et la faible maturité de la technologie n’en ont alors pas permis l’essor. Depuis le milieu des années 2000, cette filière profite du regain d’intérêt pour les énergies renouvelables et des progrès technologiques (nouveaux matériaux, résistance à l’érosion, capacités de calcul) pour trouver un nouvel élan. Les concepts développés sont très nombreux et basés sur des principes variés de conversion d’énergie : énergie mécanique en surface (oscillations/ondulations), en sub-surface (mouvements des molécules d’eau sous l’effet de la houle), variation de la pression au passage des vagues ou pièges à déferlement. Selon leur principe de fonctionnement, les solutions houlomotrices peuvent être installées sur le rivage ou au large.

À l’heure actuelle, même si certains systèmes sont déjà commercialisés, aucun n’a vraiment atteint la maturité industrielle et il est encore impossible d’anticiper quelle filière technologique prendra l’ascendant sur les autres, la plupart des prototypes ne dépassant pas le TRL 6. Le houlomoteur représente cependant un potentiel économique d’envergure compte tenu de la richesse de son gisement présent sur l’ensemble des continents. La limite inférieure du gisement annuel moyen exprimé en watts par mètre linéaire de crête de vague, pour qu’un site soit économiquement exploitable, est évaluée entre 15 et 25 kW/m.

La puissance houlomotrice techniquement exploitable au niveau mondial est évaluée à 500 GW en tenant compte d’une efficacité de conversion de 40% (IRENA, 2014). En Europe, la côte Atlantique (Ecosse, Irlande, France, Portugal, Royaume-Uni) offre le potentiel houlomoteur le plus élevé. La France est particulièrement dynamique dans cette filière, à l’image de l’Ecole Centrale de Nantes (ECN) qui a mis à profit une concession maritime de 1 km² au large de Guérande pour proposer aux technologies houlomotrices un site d’expérimentation, le SEM-REV. Il dispose de tous les équipements nécessaires en mer et à terre pour permettre de tester les systèmes en conditions opérationnelles. L’ECN développe également son propre système houlomoteur.

L’énergie thermique des mers. L’énergie thermique des mers exploite la différence de température entre les eaux océaniques profondes (typiquement 1000 m de fond) et les eaux de surface pour produire de l’électricité. Une différence de température d’au moins 20°C étant nécessaire pour compenser l’énergie de fonctionnement de la centrale et les eaux de fond avoisinant les 4°C, seules les zones intertropicales peuvent prétendre accueillir une telle technologie. En effet, une faible différence de température dégrade l’efficacité de l’ énergie thermique des mers et doit être compensée par le pompage d’énormes volumes d’eau froide (20 m3/s est un bon ordre de grandeur) fortement consommateur d’énergie.

Les enjeux économiques sont cependant réels. D’une part pour les territoires intertropicaux dont la production électrique est dépendante, au prix fort, de l’approvisionnement en énergies fossiles, d’autre part étant donné l’immense potentiel de production électrique à partir de l’énergie thermique des mers, évalué à 10000 TWh/an, soit la moitié de la consommation mondiale d’électricité (étude AIE-OES). L’élément économique principal contraignant le développement de l’énergie thermique des mers est sa dépense d’investissement (CAPEX) très élevée, associée à un risque important étant donné le manque de retour d’expérience dans ce domaine. Le CAPEX est évalué à 20 M€/MW installé soit un coût de production de 500 €/MWh. Même s’il est élevé, ce coût est susceptible de diminuer en profitant des effets d’échelle et de la courbe d’apprentissage avec la puissance installée cumulée. Il est par ailleurs proche d’être compétitif si l’on prend comme référence les coûts marginaux d’exploitation des centrales thermiques de certaines îles.

Les clés du développement

Laissons de côté l’éolien offshore, dont le développement semble aujourd’hui assuré. Les autres technologies que nous avons évoquées n’en sont pas là. Tant en termes de maturité technologique que d’intérêt économique, elles représentent aujourd’hui un potentiel beaucoup plus qu’une réalité.

Mais prendre des positions aujourd’hui, à un moment où la concurrence n’est pas encore très vive sur ce qui reste des marchés de niche, voire des marchés encore inexistants, peut aussi se révéler fructueux dans dix ou vingt ans. C’est le défi que relèvent certains industriels comme DCNS qui, en janvier 2017, s’est associé à Bpifrance, Technip et BNP Paribas pour créer DCNS Energies dans l’objectif de devenir le leader mondial des énergies marines renouvelables.

Deux raisons au moins justifient ce pari. La première est l’isolement géographique d’un grand nombre de territoires maritimes, aujourd’hui dépendants des énergies fossiles et pour lesquels les énergies marines renouvelables offriront un complément appréciable, dès lors qu’on sera capable de les mettre en place à un coût et avec une fiabilité technique corrects. On n’y est pas encore, mais cet horizon n’a rien de chimérique, et l’hypothèse d’un choc pétrolier (contre-effet de la chute des investissements) pourrait le rapprocher.

Seconde raison, l’évolution du mix électrique et la hausse de la demande d’électricité. L’essor général des renouvelables et leur place grandissante dans le mix électrique, d’un côté, le développement de la mobilité électrique, de l’autre, placent la production électrique au centre du jeu et, en attendant des solutions de stockage totalement convaincantes, imposent sa diversification. Les renouvelables marines peuvent alors apparaître comme un des éléments d’un système de production plus complexe qu’aujourd’hui, et dont la complexité permettra justement la fiabilité. L’intermittence comme problème, la variété des sources, et donc des rythmes d’intermittence, comme solution. Ajoutons, dans le cas des systèmes exploitant les marées, une prévisibilité sans faille.

Pour autant, les freins au développement des énergies marines renouvelables sont nombreux ; ils sont de nature financière, technologique, juridique, environnementale, industrielle, entre autres. Ils sont réels, car inhérents à toute activité émergente, et l’on a vu la fragilité de certaines expériences dès lors qu’un acteur se désengage. Mais les ENR marines sont portées à la fois par des pays et par des industriels soucieux de valoriser leurs actifs et de prendre des positions stratégiques, soit pour construire des filières industrielles, soit pour développer leur autonomie énergétique, soit, dans le cas d’acteurs privés, pour prendre position sur des segments du futur marché global de l’énergie.

L’exemple du Royaume-Uni est à cet égard exemplaire, notamment dans le domaine de l’éolien. La France offre un autre cas d’école, avec des atouts géographiques, un savoir-faire historique et un écosystème d’innovation qui peuvent lui ouvrir un avenir prometteur dans ce domaine pour peu que ses efforts soient efficacement coordonnés.

Grâce à sa façade atlantique (marées, courants, vents) et à ses outremers associés à un immense domaine maritime, elle possède en premier lieu un gisement en EMR parmi les plus riches du monde.

Elle possède également un tissu industriel et un savoir-faire indéniables en architecture navale à l’image de DCNS, constructeur de sous-marins qui développe ses technologies d’éolien flottant, d’hydrolienne et d’énergie thermique marine (projet NEMO, en allusion à Jules Verne qui évoque cette solution dans son roman 20 000 lieues sous les mers). Des structures plus petites comme Sabella, qui ont survécu contre vents et marées, sont maintenant en pleine croissance et explorent le marché asiatique. Eolfi est devenu leader mondial dans l’éolien flottant. Grâce à de grands chantiers tels que ceux de Saint-Nazaire ou de Cherbourg, la France est également au meilleur niveau mondial sur le marché de la construction navale. Le tissu industriel est donc compétitif et se positionne.

Les risques financiers inhérents aux investissements dans les technologies émergentes sont élevés, en particulier ceux portant sur l’évaluation du productible et sur la résistance des systèmes de production électrique aux agressions du milieu marin. Les bases de données océanographiques générées et mises à disposition par Ifremer ou par le SHOM, souvent dans une finalité autre que celle d’une utilisation pour les énergies marines renouvelables, y trouveraient cependant un remarquable débouché (projet IREMARE). Il en va de même pour les outils de simulation utilisés par ces deux organismes, par l’Université de Caen, mais aussi ceux développés par HydrOcean (startup de l’Ecole Centrale de Nantes) ou l’Ecole des Mines (AeroMines). Les ressources qui permettraient d’appréhender de façon éclairée le milieu marin et de réduire les risques liés aux investissements dans les énergies marines renouvelables existent donc, il est souhaitable de les mettre au service de cette filière ou d’accompagner leur utilisation.

En juillet 2014, le Parlement européen et le Conseil ont adopté une législation visant à créer un cadre commun pour la planification de l’espace maritime en Europe, fortement convoité. Elle permet, entre autres, de favoriser les synergies entre les différentes activités maritimes tout en limitant les conflits, d’introduire des règles plus claires offrant une meilleure visibilité pour les investisseurs et de renforcer la coordination entre les administrations de chaque pays. La volonté d’offrir un cadre réglementaire et juridique clair et harmonieux est donc une réalité.

Victor Hugo voyait dans l’océan une énorme force perdue. La route est longue de la théorie à la pratique pour que cette force soit exploitée de manière soutenable sur les plans économique, sociétal et environnemental. La filière des énergies marines renouvelables est récente et fondamentalement transverse. Confrontés à une situation inédite, ses différents acteurs (industriels, financiers, juristes, universitaires, décisionnaires, environnementalistes, usagers/professionnels de l’espace maritime) doivent inventer une manière de dialoguer, de s’organiser, de profiter de la complémentarité de leurs savoir-faire pour développer les énergies marines renouvelables tout en servant leurs propres intérêts. C’est la mission fondamentale de coordination opérée par des organismes tels que France Energies Marines ou Ouest Normandie Energies Marines, la mission de tous les acteurs des énergies marines renouvelables.

Jean Dubranna / Ingénieur de recherche, Centre observation, impacts, énergie, Mines ParisTech PSL Research University / June 19th, 2017
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7 Commentaires sur "Panorama des énergies marines renouvelables"

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Guy Weider
Membre
Bravo ! Je suis très content de redécouvrir Enerzine New-Look après qqs années d’absence. Cet article sur les EMR-EnR est très complet et dresse un bilan objectif dirais-je des technos dispos et des efforts à faire par les uns et les autres, industriels et Politiques. La France a qqs retards incontestables !!! …à rattraper, et notre administration n’y est pas pour rien. On a l’air d’aller de l’avant en 2017 ! Pourvu que ça dure ! Certains projets éoliens offshore devraient très prochainement se concrétiser ! Ouf ! Pour l’hydrolien, au-delà de Sabella et DCNS-OpenHydro, posés au fond et avec… Lire plus »
Guy Weider
Membre

Addendum à commentaire ci-devant:
Une info ou anomalie ds l’article m’interpelle:
Sabella D10, 1 MW, 70 MWh produits de juin 2015 à juin 2016: càd que 70 heures de fonctionnement sur 1 an ! Bizarre, non? C’était quoi le pb? ou l’explication !
Salutations
Guydegif(91)

Julien
Invité

Article intéressant en effet, merci.
Est ce qu’il est possible d’obtenir la différence de CAPEX entre l’éolien posé et flottant Svp? Et un ordre de grandeur pour l’Hydrolien?
Il est intéressant pour l’hydrolien de voir les grandes différences techniques entre ces deux projets pilotes actuels, quelle technologie sera finalement choisie…l’avenir nous le dira!

Lionel Fr
Invité
Seul un devin pourrait répondre à une question aussi précise. Le posé est en production mais tellement nouveau que les rares industriels équipés choisissent leurs clients sur des critères de parts de marché plutôt que de prix. Autant dire que la notion de capex peut varier du simple au triple selon le régime de lois où le client exerce. En France vous pouvez doubler la mise ! Le flottant , c’est encore pire : outre le fait qu’il y a une dizaine de designs différents, les chantiers navals essaient de s’y faire une place aux forceps ce qui provoque un… Lire plus »
Tesla
Invité

Merci pour cet article, juste une précision, les coûts de l’offshore ne sont aujourd’hui plus à 160€/MWh.
Les derniers appels d’offres ont été attribués soit à prix de marché (qui est autour de 40-50€ aujourd’hui), soit entre 55 et 75€/MWh.
L’éolien terrestre n’est plus entre 70 et 90€ non plus.
En France en 2017 il est à 72€, en Allemagne et en Espagne les derniers appels d’offres ont autour de 40€.
Dans le monde en général, aujourd’hui, on tourne entre 34€ (Inde, Brésil, US) et 80€/MWh.

Julien
Invité

Merci pour ces précisions.
Pourriez vous me renseigner svp sur le coup du raccordement dans l’éolien offshore? J’ai récemment vu un chiffre qui indiquait que le raccoddement représentait 10% du CAPEX mais cela m’a semblé faible, pourriez vous m’éclairer svp?

Guy Weider
Membre

Pour compléter ce panorama EMR,
je vous partage des News sur un projet prévu de démarrer en 2018 ds le Sud du Pays de Galles.
Un nouvel UMM-Rance, 50 ans après, revu et corrigé, en mieux pour éviter ensablement, semble-t-il:
http://www.tidallagoonpower.com/projects/swansea-bay/3d-model/
Salutations
Guydegif(91)

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