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L'Usine de l'Energie

Les industriels partent à la chasse aux coûts

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Les français innovent à tour de bras pour développer l’hydrolien, l’éolien flottant et l’énergie thermique des mers. Ils affrontent les défis posés par le milieu marin avec un leitmotiv : produire une électricité compétitive.

Les industriels partent à la chasse aux coûts © Au large de Porto, l’une des trois éoliennes flottantes en fonctionnement au monde.

La France n’a pas planté une seule éolienne au large de ses côtes qu’elle veut déjà en faire flotter. Et immerger des turbines comme l’a fait Sabella avec son hydrolienne le 25 juin au Fromveur, en mer d’Iroise. Pour aller au-delà de l’éolien posé et développer l’éolien flottant, l’hydrolien et l’énergie thermique des mers, les industriels multiplient les innovations. Avec une optique bien précise : la compétitivité de l’électron. « Les énergies marines renouvelables (EMR) ne demandent pas de relever des défis technologiques inédits », pointe Antoine Rabain, le directeur du pôle énergies et technologies vertes du cabinet Indicta. Les majors du pétrole ont déployé des trésors d’ingéniosité dans l’offshore. Mais leurs solutions sur mesure sont bien trop coûteuses pour des EMR qui doivent promettre de bientôt se passer de subventions. Pour Antoine Rabain, toutes les énergies marines doivent viser un coût de l’électricité autour de 100 à 120 euros par mégawattheure. « La baisse des coûts est fondamentale pour crédibiliser ces énergies et il faut prouver qu’elle est possible en innovant, explique-t-il. C’est cela le défi technologique. »

Affronter un milieu hostile

La première difficulté tient à l’hostilité du milieu marin. Les hydroliennes d’Alstom et de DCNS, qui doivent être installées au raz Blanchard en 2018, devront supporter l’impact de la houle et des violents courants sous-marins qui entraînent, outre les rotors, sédiments et cailloux. La robustesse des machines est primordiale. DCNS a misé sur la technologie sophistiquée d’OpenHydro (dont il détient 60 % du capital) : l’énorme rotor de 16 mètres de diamètre « est en apesanteur dans l’eau, ce qui permet de se passer de roulements à billes sensibles à l’usure », se félicite Christophe Chabert, le directeur de l’hydrolien en France pour DCNS. L’enjeu pour l’industriel est, aujourd’hui, d’étudier ce milieu mal connu des forts courants et de construire des modèles hydrodynamiques qui permettront de rendre ses calculs de fatigue assez précis pour éviter de surdimensionner la machine et réduire son coût. Alstom et DCNS ont dû aussi faire face à l’impératif d’une installation-désinstallation (pour maintenance) des machines entre deux marées, soit en moins d’une heure. Pour se passer des navires de levage, dont la mobilisation peut coûter jusqu’à 50 000 euros par jour, DCNS a investi dans une barge dédiée à son hydrolienne avec un système innovant de pinces métalliques. L’hydrolienne d’Alstom est quant à elle flottante, ce qui lui permet d’être tirée par un remorqueur et de s’installer en moins d’une demi-heure.

Équilibrer les éoliennes

Vents plus forts et plus réguliers, meilleure acceptation sociale… Tout pousse les éoliennes vers le grand large. Mais, au-delà de 50 mètres de fond, les poser est trop coûteux, elles doivent flotter. Une gageure pour ces géantes aux nacelles de 500 tonnes perchées à 100 mètres de hauteur. Comment s’accommoder des déséquilibres provoqués par la houle ? Comment empêcher la prise au vent de l’éolienne de trop incliner le flotteur ? Avec un énorme flotteur, comme l’ont fait les Japonais au large de Fukushima ? Bien trop coûteux. Les industriels cherchent à minimiser sa taille, donc son prix. « L’enjeu est de limiter les efforts sur la structure pour réaliser un flotteur le plus petit possible tout en captant le plus de vent. Pour y arriver, il faut travailler sur l’intégration éolienne-flotteur », affirme Wilfried Bourdon à la tête, pour DCNS, du projet Sea reed mené conjointement avec Alstom. Le premier apporte son éolienne, le second son flotteur. À l’interface et au cœur de leurs travaux, le contrôle-commande des pales de l’éolienne, qui doit trouver le meilleur compromis entre production et stabilité. Sa mise au point demande des outils innovants de modélisation multiphysique (couplant aérodynamique, hydrodynamique et mécanique) comme celui développé par l’Institut français du pétrole énergies nouvelles (Ifpen), DeepLines wind, commercialisé depuis juin.

Chasser le rendement dans les profondeurs

Quand ce n’est pas loin des côtes, c’est dans les profondeurs que les industriels s’aventurent. Pour son projet Nemo, en Martinique, DCNS ira jusqu’à 1 000 mètres trouver une eau assez froide pour condenser de l’ammoniac, gazéifié par la chaleur des eaux de surface, qui fera tourner une turbine couplée à un alternateur. Le différentiel thermique entre surface et profondeur restant limité à 20 °C, DCNS et Akuo Energy pomperont 25 000 mètres cubes d’eau par heure à 1 000 mètres afin de produire 16 MW d’électricité. Pour ne pas consacrer l’essentiel de ces 16 MW à l’alimentation des pompes, le secret est dans le tuyau d’aspiration. Impossible d’imiter les pétroliers et leurs grappes de petits tuyaux, « la remontée d’eau froide coûterait 200 millions d’euros ! s’exclame Emmanuel Brochard, le directeur marketing des EMR chez DCNS. Nous avons dû développer une technologie de rupture ». À savoir un gros tuyau protégé par de multiples brevets. Le faible différentiel thermique « impose aussi d’aller chercher le moindre « pouillème » de rendement », poursuit Emmanuel Brochard. DCNS travaille sur l’optimisation des échangeurs en testant depuis 2011 sur un prototype de taille réduite à La Réunion les configurations possibles de ces équipements et leur adaptation aux conditions de vapeur. « Nous mettons au point un moteur de formule 1, résume Emmanuel Brochard. Nous avons dû construire des modèles propriétaires de corrélations pour de complexes études de sensibilité multicritères. »

Transporter l’électricité dans l’eau salée

Produire l’électricité ne suffit pas. Il faut la rapporter à terre, en réduisant les pertes. La connexion des machines, première étape, relève du défi quand c’est sous l’eau, au milieu de forts courants et qu’il est hors de question d’utiliser les connecteurs des pétroliers, complexes et coûteux. La start-up MPrime Innovation, spin-off du cabinet MPrime Energy, développe dans le cadre du projet SeaTC une solution originale. « Mettre au point pour des hydroliennes un connecteur par induction qui assure en même temps l’élévation de tension de 700-1 000 volts à 30 000 volts. De quoi économiser le transformateur et diviser le coût de la connexion par trois », explique Laurent Le Dévéhat, le président de la start-up et associé de MPrime Energy. Alstom travaille sur le Subsea Hub, « un nœud d’interconnexion qui utilise le même concept de nacelle flottante que son hydrolienne pour en raccorder plusieurs et élever la tension », résume Erick Pèlerin, le directeur du développement de l’hydrolien chez Alstom. Deuxième étape : le transport de l’électricité. Pour les lointaines fermes d’éoliennes flottantes, la technologie de courant continu à haute tension (HVDC) s’imposera avec ses plates-formes de conversion de 15 000 tonnes et ses centaines de millions d’euros. Après des débuts difficiles pour Siemens et ABB en mer Baltique, « il faut passer du stade “on sait faire” à une maturité technico-économique synonyme de baisse de coûts », avance Alexandre Betbeder, responsable de l’offre HVDC d’Alstom. Une démarche de « redesign to cost » nécessaire de la part de toute la supply chain du HVDC, « plate-formier inclus ». Les EMR savent à peine marcher qu’elles doivent déjà courir vers la compétitivité.

 

 

Les Gigawatts exploitables dans le monde

  • Éolien flottant 3 000 à 4 000 GW
  • Éolien posé 1 000 à 1 500 GW
  • Énergie thermique des mers 100 à 150 GW
  • Hydrolien 75 à 100 GW

Source : Indicta

Nénuphar, la verticalité pour mieux flotter

Charles Smadja cultive sa différence. Alors que presque toutes les éoliennes tournent autour d’un axe horizontal, la start-up Nénuphar, qu’il a cofondée en 2006, fait tourner les drôles de pales de son éolienne autour d’un axe vertical, à la manière d’un tourniquet. De quoi, selon le PDG, percer dans l’éolien flottant. Pourquoi ce basculement à 90 degrés ? Il faut revenir à « la problématique fondamentale : faire flotter une nacelle de 500 tonnes haut perchée sans que le flotteur en pèse trois fois plus, explique le dirigeant. Nous sommes partis d’une page blanche pour concevoir l’éolienne la plus adaptée au flottant. Elle est à axe vertical. Ce qui lui permet de s’appuyer sur un flotteur 30% moins cher que les flotteurs pour les machines classiques ».

Une éolienne à axe horizontal supporte mal d’être penchée. Les industriels qui travaillent à faire flotter de telles turbines doivent limiter l’inclinaison du flotteur sous la poussée du vent dans les pales sans recourir à de trop gros – donc trop chers – flotteurs. « Notre éolienne, au contraire, produit davantage d’électricité quand elle est inclinée. C’est le voilier contre le paquebot ! », lance Charles Smadja. Nénuphar estime avoir validé sa technologie sur un prototype à terre de 600 kW qui tourne depuis un an à Fos-sur-Mer. Et compte sur une prochaine levée de fonds (qui s’ajoutera aux 18 millions déjà levés auprès d’Idinvest, Areva et Bpifrance) pour construire la machine de 3 MW qu’elle veut mettre à l’eau d’ici à début 2017. Probable candidat à l’appel à projets pour des fermes pilotes lancé le 5 août, Nénuphar table sur deux autres innovations : un flotteur de type bouée-crayon (dit Spar) raccourci et à ballast liquide et un système de contrôle-commande couplant flotteur et éolienne de manière optimale. Reste la difficulté liée à l’originalité. « Pour nous, l’enjeu est de convaincre le marché et les financiers de passer d’une technologie éprouvée à une technologie nouvelle. Notre atout, c’est d’offrir, pour une même quantité d’énergie produite, un coût d’investissement réduit de 30 % », résume Charles Smadja. Une promesse qui mérite bien un essai.

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