Après un audit de 12 mois, le projet NEMO "New Energy for Martinique and Overseas" de centrale flottante ETM vient d’être désigné lauréat du programme NER 300 par la Commission Européenne.
La confirmation du fonds européen NER 300 pour l’attribution d’un financement couvrant les cinq premières années d’exploitation de la centrale a été reçu le 8 juillet par Akuo Energy, développeur du projet. Partenaire industriel du projet, DCNS demeure le fournisseur de cette technologie innovante.
DCNS et Akuo Energy travaillent depuis plusieurs années avec la Région Martinique pour définir les possibilités et conditions de mise en place d’une centrale pilote Energie Thermique des Mers pouvant alimenter 35.000 foyers.
Ensemble, les 2 entités vont développer une centrale ETM offshore de 16 MW qui sera opérationnelle dans quatre ans. Cette plateforme flottante ancrée en mer exploitera la différence de température entre l’eau chaude de surface et l’eau froide des profondeurs pour produire une électricité non intermittente, et décarbonée sans aucune incertitude sur la ressource (accès, disponibilité, coût).
La Région Martinique a impulsé très tôt une dynamique visant à développer l’Energie Thermique des Mers sur son territoire. En effet, la localisation de l’île sur la ceinture tropicale en fait l’une des zones les plus prometteuses au monde pour l’exploitation de cette énergie renouvelable non intermittente et le développement de cette technologie très respectueuse de l’environnement.
"Le succès du projet NEMO constitue un motif de fierté pour la Martinique et pour l’ensemble de l’Outre-mer français. Cette décision à dimension européenne vient conforter le développement de notre groupe dans les régions insulaires et tropicales, sur la technologie des énergies marines renouvelables la plus adaptée à leurs contextes de développement" a indiqué Eric Scotto, Président d’Akuo Energy.
Selon Frédéric Le Lidec, directeur de la ligne de produits énergies marines chez DCNS, "la sélection par l’Europe de ce projet préfigure le développement d’une filière industrielle de l’ETM dont DCNS sera l’un des principaux moteurs. Cette technologie pourra à terme bénéficier à l’ensemble des régions tropicales maritimes non connectées aux réseaux continentaux et aider ainsi les sites isolés à atteindre leur autonomie énergétique."
Le projet a été préalablement sélectionné puis fortement soutenu par la France pour franchir toutes les étapes de la procédure du programme européen NER300.
Une étape décisive vers la création d’une filière industrielle ETM
L’obtention de ce financement européen marque une étape décisive dans le développement de l’Energie Thermique des Mers et s’inscrit dans la suite logique des travaux menés par DCNS depuis 2008 sur cette technologie.
Après les études de recherche et développement et les études de faisabilité réalisées au profit de La Réunion, Tahiti et La Martinique, DCNS a mis en œuvre en 2011 un prototype à terre. Ce système, développé conjointement avec la Région Réunion et l’université de la Réunion, est aujourd’hui installé sur le site de l’université de Saint-Pierre.
Ce prototype a permis aux équipes de travailler sur le système principal de production électrique et de valider la technologie des échangeurs. De ce démonstrateur à la Réunion au projet de centrale pilote en format industriel à la Martinique, l’Outre-Mer se place ainsi au cœur de la stratégie de développement commercial de la technologie.
Aujourd’hui, grâce au financement NER 300, DCNS et Akuo Energy vont pouvoir qualifier la technologie de centrale ETM offshore, participer à la consolidation d’une nouvelle filière industrielle française très créatrice d’emplois au plan local et contribuer à répondre aux besoins énergétiques croissants de la Martinique.
Une technologie innovante et totalement décarbonée
L’ETM offshore utilise la différence de température des mers entre l’eau de surface (>25 C) et l’eau profonde (-1000 m, 5 C). L’impact visuel et paysager de cette technologie reste très limité, pas de nuisance sonore et une absence de rejet de gaz à effet de serre (GES).
Par ailleurs, cette technologie concourt à la stabilité des réseaux insulaires fragiles : "absence d’intermittence, faible variabilité et disponibilité totale de la ressource."
Des développements futurs prometteurs
Une première mondiale à un stade industriel de la technologie ETM pour une mise en service en 2018.
Une technologie qui fait de l’Outre-Mer le laboratoire de l’innovation (Prototype à terre à la Réunion, NEMO et NAUTILUS en Martinique).
Perspectives de développement dans les grands archipels (Indonésie, Philippines), et les systèmes insulaires (Caraïbes, Pacifique, Océan Indien).
Le projet NEMO
• Avec l’appui de la région Martinique, AKUO Energy et DCNS se sont associés autour du projet NEMO, une plateforme flottante de 10,7 MW net, implantée sur cette île, utilisant l’énergie thermique des mers (ETM).
• Le projet a été déposé par la France en juillet 2013 dans le cadre de l’appel à projets européen « NER 300 » .
• Après un audit de la Banque européenne d’investissement de ce projet de 300 millions d’euros, la désignation en tant que lauréat lui accorde une subvention de 72 millions d’euros.
La première étape mondiale d’un développement industriel
• Franchissant le stade des démonstrateurs, le projet NEMO constitue la première étape pour parvenir à la maturité industrielle d’une technologique innovante et complexe.
• La Région Martinique s’est engagée pour être le site de référence mondial pour cette technologie et la base arrière d’une nouvelle filière industrielle française créatrice d’emplois.
Un projet européen dédié aux zones insulaires tropicales
• Innovation française conçue comme une réponse aux problématiques de développement en milieux insulaires, NEMO offre le message technologique attendu de l’Europe en direction des pays ACP.
• Il fournit une énergie de base, renouvelable, décarbonée et non intermittente au service de l’amélioration de l’autonomie énergétique des îles en zones non interconnectées.
* Le Fonds européen NER 300 soutient des projets de démonstrateurs innovants et de taille commerciale dans les EMR
… beaucoup de zéro. Je m’y perds un peu, mais cela fait-il bien 300 € le MWc ? et comme on ne connait pas la production de cette installation, on ne peut donc calculer le coût du MWh…. Exact ?
Et pour le productible on peut imaginer que le facteur de charge peut etre très élevé de l’ordre de 8000 h par an si ça fonctionne bien (et c’est ce qu’ils souhaitent démontrer). Au final ça fait un cout pas si disproportionné, je trouve, pour un prototype. Reste à attendre le coût réel, et à voir comment ça fonctionne en conditions réelles…
“Au final ça fait un cout pas si disproportionné, je trouve, pour un prototype(30€/Wc).” Va quand même falloir une sacrée learning curve, même en admettant comme vous le soulignez que techniquement ça marchera bien.
Il est un peu tôt pour parler de coût. Ce serait déjà bien de prouver la faisabilité. Actuellement, aucun projet de ce type n’a abouti, sauf une petite unité à Okinawa au Japon, démarrée à titre expérimental en 2013, mais aucun résultat n’a été publié.
Comment fait-on pour pomper de grandes quantites d’eau (chaude) de surface? Assez rapidement, l’eau plus froide doit remonter, non? Et deja 2 ou 3 metres sous la surface l’eau est nettement moins chaude. En deplacant regulierement le point de pompage sur une grande surface? Cela parait complique…
a priori favorable, la Martinique étant une île et en zone tropicale. Mais… quelques points, plus ou moins déjà soulevés : A quelle distance de la côte pour atteindre au moins 1000m, profondeur citée dans l’article ? On parle de 16MW, puis 10,7 Mw “nets”, est-ce sur le même projet, ou une marge de prudence sur la dispo annuelle, qui ne serait alors “que” de 2/3 ? D’un autre côté, 35.000 foyers alimentés c’est (ce serait) un beau score beaucoup pour la Martinique, bingo ? Pas clair sur les coûts, même en sachant que c’est un proto, 300millions€, pour 10,7MW ou 16 Mw ? C’est tout beau tout propre, 0% GES, mais quid de la maintenance… sur la durée ? On voudrait d’autant plus y croire que c’est nettement plus “politiquement correct” (et “contribuablement” allégeant) de fabriquer des systèmes de “vraies” enr que des sous-marins nucléaires, fussent-ils des bijoux technologiques. Quant à remplacer en chiffre d’affaires…Combien de (milliers de) systèmes ETM (ou d’hydroliennes, autre diversification de la DCNS) pour remplacer UN Sous-marin Nucléaire, d’Attaque ou Lance Engins?
J’espère que ce ne sera pas une “nouvelle Rance ” ou un “nouveau Thémis “. Il ne faut qu’espérer pour entreprendre ! Bravo les ingénieurs d’avoir su convaincre les financiers avec un aussi vieux projet . J’aimerai bien trouver les calculs du dimensionnent thermodynamique .
C’est une maladie chez vous le nucléaire? Vous voulez absolument en faire manger à tout le monde? Combien d’années passées au CEA ou à EDF pour être à ce point obsédé?
Enfin un pilote serieux à l’échelle industrielle!! Pour les infos techniques: – Taux de dispo: 90-95% (ce qui est pas mal pour une prod renouvelable insulaire!!) – Rendement thermodynamique de la machine: 6-7% max! (d’ou les débits d’eau très importants) – Les verrous techno apparement franchis: pomper des débits d’eau importants à 1000m en sur une plate-forme offshore (on parle de 3-5L/s.kW) et le cout/la maintenance des échangeurs eau de mer/NH3 Je ne pense pas qu’on puisse se permettre de parler du cout du MWh produit quand c’est un pilote à titre demonstratif. Et le comparer à quoi? Si cettetechno est viable dans les zones tropicles c’est aussi parce que l’énergie coute chere dans ces régions du monde ou le diesel est roi.. (200-300€/MWh) Dans l’état de l’art actuel, il faut compter 10-20M€/MW installé avec une fourchette de 250-400€/MWh.. Bref, cette techno n’est pas mature mais à un potentiel énorme dans les tropiques (7TW sans perturber la circulation thermohaline)!
A Temb “C’est une maladie chez vous le nucléaire?” Dans ce cas je ne sais pas, par contre chez la plupart des antinucléaires il semble bien que ce soit pathologique car ils vouent un amour immodéré au nucléaire au point d’en parler partout et en tout temps.
D’après ce que j’ai compris du projet de La Martinique, le problème du pompage de l’eau froide aurait été en partie résolu en immergeant le condenseur à 1 000 mètres de fond : Dans ce schéma l’eau froide reste au fond (pompage horizontal) et c’est le fluide de travail (amoniaque) qui fait le trajet de haut en bas (et inversement). Apparemment ce n’était pas le cas pour le projet de La Réunion.
Merci pour le lien . C’est une expérimentation qui mérite d’etre suivie . Je serais tout meme bien intéressé de voir l’etude thermodynamique ,car cela me rappellerait bien des souvenirs ! Je vais chercher . Il ne faut pas tenir compte des remarques ascerbes d’anti-nucléaires primaires qui ramènent tout à leur phobie alors qu’on s’intéresse à l’aspect technique d’un projet .
Essayez là : THERMOPTIM fonctionne aussi bien pour l’ETM que pour le nucléaire ou autre pompe à chaleur.
Je pense que la représentation d’un condenseur immergé à 1000m est purement schématique. Dans la pratique, a mon avis tout sera embarqué sur la plate-forme.
@ Dan Thermoptim est un bon outils pour un cycle ETM classique. Par contre les concepts développés sont basés sur un fluide de travail binaire (eau/amoniac) afin de grapiller 1% sur le rendement global (pas plus de 6-7% selon carnot avec ces niveaux de températures). Effectivement le condenseur immergé était une solution avancée par Energy island pour le développement de l’ETM. Mais le concept amené par DNCS étant effectivement un condenseur au niveau de la plateforme (sous le niveau de la mer) comme le montre le le schéma avec les prises d’eau chaude/froide. Comment ont-ils développé une conduite d’eau froide profonde sûre et à moindre cout?? Des types d’échangeurs différents ayant été testés à la Réunion ainsi que des alliages divers de materiaux (le titane étant trop cher). Surtout quand les échangeurs représentent vite 40% du cout d’uns installation!! La gestion du biofouling se pose tout de même durant l’exploitation.. Bref, affaire à suivre de près!!
Bon, j’avais mal compris pour l’affaire du condenseur. C’est vrai que cela m’étonnait de mettre des échangeurs à 1 000 de fond avec pompe à grand débit (plusieurs m3 par seconde) en obligeant de réaliser une boucle avec le fluide de travail. Ceci dit, cette solution évitait de faire transiter ce débit d’eau froide sur un kilomètre en vertical dans un tuyau de plusieurs mètres de diamètre (a priori environ 5 mètres pour 10 kW), ce qui n’est pas négligeable. Dans tous les cas, ça reste compliqué pour des puissances modestes (avec un tuyau de 50 mètres de diamètre on approcherait la puissance d’un REP 900 MW). L’avantage, c’est la disponibilité. Pour les îles peu peuplées, ça se défend.
@Dan Concernant le concept de condenseur immergé, un français avait développer un concept de corbeilles pour faire du froid à de petites puissances sur l’eau de mer ou les lacs (des essais ont été menés au Bourget du Lac en Savoie). Ici pour plus “d’infos”: On ne parle plus de production électrique bien entendu.. Pour revenir aux débits/diamètres: il “suffit” d’une conduite d’eau froide de 10m de diamètre pour faire une centrale de 100MW (lobjectif industriel). Concernant les débits d’une centrale pilote de 10MW on est plus à 16m3/s d’eau froide! Plus d’infos sur les débits/diamètres mis en jeu pour le développement d’une centrale de 10MW ici: D’autre part, c’est dommage que l’article ne mentionne pas le potentiel de co-produits de l’ETM. A savoir la production d’eau potable, d’hydrogène ou encore l’algoculture/aquaculture!
A Etm974 Merci pour les infos, pour le lac du Bourget, il s’agit d’une simple boucle d’eau qui va se faire refroidir au fond, c’est donc plus simple. Pour l’OTEC (Ocean Thermal Energy Conversion) électrogène de lockheed Martin, on voit bien la problématique des tuyaux verticaux. Pour la plateforme de 10 MW, la conduite d’eau froide fait 4 mètres de diamètre et 1 km de long pour passer un débit de 4 200 gallons/sec (ce qui fait effectivement 15,9 m3/s).
A mon tour merci pour le lien vers le document OTEC. C’est pas gagné l’affaire! Pour le coup, compte tenu des cibles ( îles,…), je me demande si du PV plus du stockage ne sera pas dans le futur le challenger le plus sérieux à ce système, du point de vue des coûts mais et surtout compte-tenu des risques.
Pour ceux qui voudraient en savoir plus sur cette technologie, nee en France il y a ~80 ans (experimentations de George Claude qui ont englouti l’essentiel de la fortune de l’inventeur de l’AIr Liquide et de l’eclairage au neon – cf. les lampes “Claude”), voir energiethermiquedesmers.net
Toujours heureux de converser sur le sujet.. Les documents de Lockheed sont vieux et ils ont évolué sur le design de leur centrale, surtout qu’ils visent 100MW.. Ils vont lancer leur premiere centrale pilote en Chine.. (voir ici: ) C’est l’équivalent de DCNS au States pour ceux qui ne connaissent pas. Si vous voulez vous informer des “avancées” dans le domaine allez ici: C’est une plateforme collaborative sur le domaine à laquelle je participe activement. Technologie peu connue mais tellement de potentielle pour les zones insulaires! @sicetaitsimple Pour avoir un comparatif économique ETM/PV à la Réunion voir ici à la page 73: Les données sont “biaisées” sachant que le tarif PV de l’époque était juste inadmissible.. Ca permet d’avoir une idée dans un contexte insulaire en tout cas! D’autre part, le document est complet d’un point de vue technique et vous donnera une vision d’ensemble dans ce domaine appliqué au contexte de l’Ouest de la Réunion qui est zone industrielle (l’Est ayant un tombant bien plus important mais peu d’activités à terre).
Merci à nouveau. Concept très interessant techniquement mais la concurence sera rude, au moins en production d’électricité pure.
car l’énergie disponible est abondante, toujours disponible. G.Claude, l’un des inventeurs de la liquéfaction industriels des gaz (comme Linde) avait financé un projet similaire mais plus petit avant la Guerre de 1939, à Dakar. Cela avait bien fonctionné jusqu’au jour ou la conduite souple cherchant l’eau froide avait cassé sous le jeu des vagues. Compte tenu de la violence des tempêtes et ouragans divers, je crains un peu que cette nouvelle installation subisse des échecs à cause de la conquête d’une application nouvelle, comme usuellement. J’aurais commencé par proposer d’installer l’unité flottante à 50 mètres sous la surface, bien à l’abri et au calme. Plus cher, oui, mais en séparant les problèmes externes de ceux propres au processus industriel on résoudra plus certainement et plus rapidement ces derniers.