Conférences

Les éoliennes flottantes

Jean Pépin-Lehalleur
Président de la section Sciences et techniques

Le 28-03-2018

Notre confrère Jean Pépin-Lehalleur, président de la section Sciences et techniques, se propose de présenter devant l’Académie les éoliennes flottantes. En effet, quatre fermes-pilotes d’éoliennes flottantes ont été décidées en France en 2016 pour des installations à partir de 2021. C’est donc un sujet d’actualité et la France tente de rattraper son retard par rapport aux autres pays européens dans ce domaine.
Les éoliennes offshore (en mer) connaissent le développement le plus rapide parmi les Energies Marines Renouvelables ; les autres technologies (hydroliennes, houlomoteurs, énergie thermique des mers) ne dépassent pas à ce jour le stade de prototypes, certaines ayant même expérimenté quelques revers. Les éoliennes en mer fixes sont déjà au stade des fermes commerciales en Europe et bientôt en France, mais les éoliennes flottantes arrivent maintenant au stade des fermes-pilotes, stade ultime avant les fermes commerciales. Ces éoliennes flottantes présentant des aspects particuliers, il m’a semblé intéressant de vous les présenter aujourd’hui.


1. – Les éoliennes en mer

Cette filière est largement plus développée que les précédentes et présentent encore de nombreuses perspectives de développements commerciaux. C’est en effet la filière la plus mature techniquement et d’application la plus universelle car elle est moins onéreuse à mettre en œuvre et a des perspectives de développement les plus étendues. Si l’on regarde la carte des vents au-dessus de la mer, on voit qu’il y a en Europe des zones très favorables : le nord de la mer du Nord et de la mer d’Irlande, et le golfe du Lion et aussi des zones relativement favorables : le sud de la mer du Nord, la Manche, la Bretagne. Les projets d’éoliennes en mer fixes sont ou vont être implantées dans ces zones.
A fin 2017, l’Europe compte 16 GW d’éoliennes fixes en mer en service essentiellement au Royaume-Uni et en Allemagne, au Danemark, aux Pays-Bas et en Belgique mais aucune en France ! La France a attribué 3 GW lors des premiers appels d’offres lancés en 2011 et en 2013 pour des éoliennes fixes (installations initialement prévues vers 2021) et un nouveau parc de 250 à 750 MW au large de Dunkerque est au stade d’appel d’offres. Cependant des retards sont constatés à cause de difficultés administratives. En France, la gestion des projets Energies Marine Renouvelables est assurée par l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME) qui assure le lancement des projets et leurs suivis pour le compte de l’Etat.
Toujours pour la France, on voit qu’il est nécessaire d’aller maintenant plus au large, les emplacements acceptables étant pris ; pour le golfe du Lion, la profondeur augmente rapidement et il est plus économique de passer à des éoliennes flottantes par plus de 50 m d’eau si on veut être à plus de 15 km de la côte pour éviter les critiques des riverains (le fameux syndrome NIMBY pour : Not in my back yard).
Un effort particulier a été fait pour rattraper notre retard et, plus récemment, c’est-à-dire fin 2016, la France a décidé la mise en place de quatre fermes-pilotes d’éoliennes flottantes, objet de la présentation ci-après, en plus d’un nouveau champ d’éoliennes fixes.
Les éoliennes en mer, fixes ou flottantes, sont caractérisées par une puissance unitaire très importante : les fermes-pilotes d’éoliennes flottantes actuelles sont basées sur des turbines de 6 à 8 GW, pour optimiser les coûts. Comme expliqué plus loin il y a une variété de flotteurs ayant chacun leurs avantages et inconvénients ; néanmoins les turbines choisies pour ces projets-pilotes sont toutes du même type, c’est-à-dire des turbines tripales à axe horizontal comme celles qui sont à terre. Les projets de turbines à axe vertical avec rotor du type Darrieus, objet de prototypes à terre, n’ont pas été retenus.


2. – Les éoliennes en mer flottantes

Démonstrateurs. Il faut bien distinguer les projets démonstrateurs ou prototypes fondés généralement sur une seule unité, parfois de taille un peu réduite, des projets-pilotes qui sont en général des projets de plusieurs machines de taille définitive, avec production d’électricité, stade ultime avant les futures fermes « commerciales » constituées de nombreuses machines.
Après le succès de prototypes d’éoliennes flottantes, en Norvège (projet HYWIND avec un flotteur type « Spar» par Statoil) et au Portugal (projet WINDFLOAT avec un flotteur type « semi-submersible », de 2011 à 2016), la France doit installer un prototype sur le site de SEM-REV au large du Croisic début 2018. Ces projets « démonstrateurs » ou prototypes sont des machines de taille réduite (les prototypes mentionnés étaient avec des turbines de 2 MW) et il n’y a pas d’objectif de production électrique continue. D’autres projets prototypes sont en cours au Japon, Taïwan, Corée, Etats-Unis.
Fermes-pilotes. Ce terme de « ferme-pilote » couvre des projets de quelques machines de taille « commerciale », dernière étape avant les fermes « commerciales » avec une grande quantité de machines (typiquement 50 à 100 machines) ; la production électrique est injectée dans le réseau national.
Projet HYWIND. La première « ferme-pilote » au monde se trouve à 25 km de Peterhead, au large de l’Ecosse, dans 100 m d’eau, produisant depuis septembre 2017 avec cinq turbines de 6 MW montées sur des flotteurs du type « Spar », basés sur le prototype de 2,3 MW testé en Norvège en 2009. On voit ici l’intérêt d’avoir un prototype avant de se lancer dans une ferme-pilote. Pour les flotteurs du type « Spar », ce concept n’a pas été proposé pour les projets de fermes-pilotes en France, car les profondeurs ne sont pas suffisantes. Ce concept a été retenu pour le projet HYWIND par STATOIL au large de l’Ecosse : cinq unités devant produire 134 GWh/an, à 25 km de Peterhead, dans 95 à 120 m d’eau, à partir de 2017 ; le flotteur a un tirant d’eau de 80 m ; sa structure pèse 2 500 t et contient plus de 5 000 t de ballast solide (minerai de fer). L’ancrage est classique avec des chaines et des ancres à succion. Le principal avantage de ce concept réside dans une très bonne réponse à la houle (très faibles mouvements, peu de pilonnement) mais l’inclination due au vent ne peut être compensée. La structure est simple mais lourde et elle ne permet pas l’assemblage du rotor et de la nacelle le long d’un quai. Les machines et leurs mâts ont été assemblés au flotteur « Spar » par une très grosse grue flottante dans un fjord en Norvège avant d’être remorquées sur place.


En France, quatre projets pilotes d’éoliennes flottantes ont été lancés fin 2016, une en Atlantique, trois dans le golfe du Lion prévues pour une mise en service vers 2022.
Projet EOLMED à GRUISSAN : 4 machines SENVION de 6 MW, porté par le groupe QUADRAN (énergicien indépendant), à 15 km de la côte, avec flotteur toroïdal à section carrée, en béton, extrapolé du prototype en béton avec une turbine de 2 MW, devant être installé sur le site SEM-REV, au large du Croisic dans 33 m d’eau. Ce concept répond à la difficulté d’un assemblage à quai mais n’est pas performant en place car les volumes du flotteur sont près de la surface, d’où des performances dynamiques médiocres (réponse à la houle) et des efforts d’ancrage relativement importants.
Projet GROIX et BELLE ILE. 4 machines de 6 MW, projet porté par EOLFI et CGN-Europe, flotteurs NAVAL GROUP/VINCI du type semi-submersible métallique, 73 m de côté et 36 m de haut ; 6 lignes de mouillage ; hauteur totale : 170 m (mât de 80 m) ; rotor 150 m ; turbines GE Haliade 150 de 6 MW ; à 13 km de la côte ; 70 m d’eau. Les flotteurs sont de type « semi-submersible », avec trois flotteurs métalliques assez profonds (la plate-forme est ballastée en eau, une fois en place) reliés des caissons à la partie inférieure qui permettent un tirant d’eau réduit le long d’un quai. Ces caissons participent à l’amortissement en roulis.
Projet PROVENCE GRAND LARGE. au large du cap Faraman, porté par EDF ENERGIES NOUVELLES et partenaires avec 3 éoliennes de 8 MW SIEMENS à 17 km de la côte dans 100 m d’eau, avec un flotteur du type « TLP » conçu par SBM/IFP-EN (1 700 tonnes, 6 lignes d’ancrage à câbles sur les ancres gravitaires et à succion). Le flotteur est constitué de trois flotteurs métalliques sous-marins reliés par des bracons (masse de la structure équipée : 1 850 t) plus un flotteur central ancré par des lignes tendues pratiquement à la verticale et fixées sur des ancres à succion. Le principal avantage de ce concept breveté est son très faible mouvement (pas de pilonnement, la disposition des lignes fait que la plate-forme a même tendance à s’incliner vers l’avant sous les efforts du vent et des vagues). Le flotteur permet un assemblage de l’unité le long d’un quai ; cependant, les opérations marines de raccordement du flotteur à son ancrage sont un peu plus compliquées qu’avec un flotteur semi-submersible.
Projet EFGL au large de LEUCATE. porté par ENGIE avec EDP Renewables (portugais), CDC, Eiffage ; 4 machines GE Haliade de 6 MW ; le flotteur est du type « semi-submersible » classique conçu par Principle Power Inc, dont le prototype a été testé au Portugal récemment. Le concept WINDFLOAT a trois flotteurs cylindriques reliés par des bracons et des anneaux antiroulis à la base de chaque flotteur. Un système de transfert de ballast est prévu pour compenser l’inclinaison moyenne de l’unité, qui dépend du vent moyen… Les turbines pourraient fonctionner avec une inclinaison de 10 degrés, mais au détriment de leur performance. Le dimensionnement des flotteurs permet un assemblage à quai. Le mât de la turbine se trouve sur un des flotteurs. Le flotteur est ancré par trois ou six lignes caténaires et des ancres classiques.


3. – Revue des particularités des éoliennes flottantes (aspects techniques)

Les flotteurs. Les divers types de flotteurs ont été décrits à la précédente section, avec chaque projet-pilote. Cette partie des éoliennes flottantes représente environ 35 % du coût d’investissement et est la partie spécifique à chaque projet, les autres parties (turbine, mât, câble sous-marin) étant très similaires d’un projet à l’autre. L’ancrage du flotteur est également spécifique au flotteur et représente encore 10 % environ du coût d’investissement C’est donc par le flotteur et son ancrage que les développeurs se distinguent. Le flotteur doit minimiser les mouvements de l’unité flottante tout en permettant son assemblage (y compris le mât, la nacelle et le rotor) le long d’un quai si possible (sauf pour les « Spar »). La puissance nominale est atteinte à partir d’un vent de 12 m/s, soit force 6 Beaufort.
Les turbines. Deux constructeurs dominent le marché : SGRE (SIEMENS GAMESA RENEWABLE ENERGY) (SIEMENS a racheté les activités d’ADWEN, AREVA et GAMESA), et VESTAS ; GE a racheté les activités d’ALSTOM. Tous les constructeurs développent des machines de plus en plus grosses : 5 à 6 MW pour les derniers projets d’éoliennes fixes, 6 à 8 MW pour les fermes-pilotes d’éoliennes flottantes, envisageant 12 MW pour le futur proche (projet GE Haliade X pour 2021 : hauteur totale de 260 m ; pales de 107 m). Le rotor d’une machine de 8 MW fait 160 m de diamètre et tourne de 4 à 11 tr/min. La vitesse en extrémité des pales atteint donc 90 m/s, soit 330 km/h. La nacelle avec son rotor et ses pales pèsent près de 400 t, le tout à 110 m au-dessus de la mer. Tous ces poids et dimensions sont possibles pour les éoliennes en mer, assemblées sur quai dans des chantiers navals et remorquées en mer avec des moyens similaires à ceux qui sont utilisés dans l’offshore pétrolier, ce qui n’est pas le cas pour les éoliennes à terre où le problème du levage à partir de grues terrestres mobiles est limité. Le transport de pales sur les routes est une contrainte supplémentaire ; de ce fait, les projets en mer sont limités à 2,5 MW en général. La turbine est la partie la plus critique et la plus complexe d’une éolienne et contient de nombreux équipements électriques et mécaniques ; leur fiabilité critique et leur maintenance sont difficiles. Pour augmenter la fiabilité, les constructeurs ont développé récemment des modèles de turbines sans multiplicateur : le générateur est directement accouplé au rotor et donc tourne lentement ; le générateur est à aimants permanents et à basse tension (environ 1 000 V). Le matériel électrique et les transformateurs sont alors situés en pied de mât, donc plus accessibles.
Performances : Les emplacements du golfe du Lion étant particulièrement favorables pour le vent, les développeurs visent un taux de charge (aléas et temps de maintenance inclus) de 40 à 45 % (à comparer aux éoliennes terrestres qui ont en moyenne un taux de charge de 23 %). Pour mémoire, le taux de charge est le rapport entre la puissance moyenne sur une année et la puissance maximale. Les nouvelles turbines de forte puissance (6 à 8 MW unitaire) ont des courbes de charges permettant une plage d’utilisation importante : typiquement de 5 à 25 m/s (force 3 à 9 sur l’échelle Beaufort).
Emplacements. Les éoliennes flottantes permettent de s’affranchir du problème de la profondeur et, à partir de 50 m environ, l’option flottant semble plus économique que l’option fixe. Cela permet une plus grande flexibilité pour choisir l’emplacement des champs qui peuvent être plus éloignés de la côte. Pour les projets–pilotes ci-dessus, le golfe du Lion a été choisi pour 3 projets sur 4 car il est particulièrement venteux (tramontane) et les vagues sont modérées et de période courte du fait que le vent vient de terre. La côte Atlantique, contrairement à ce qu’on peut penser, n’est pas si favorable : vents moyens parfois forts, multidirectionnels, et houle forte de l’Atlantique. Pour des considérations de coût et éviter une plate-forme intermédiaire, les quatre fermes-pilotes ne sont pas très éloignées du rivage (15 à 20 km). Au-delà des aspects techniques, les développeurs ont dû prendre en compte les contraintes imposées par les autres utilisateurs de la mer : navigation commerciale, zones de pêche, couloirs aériens, zones de couvertures des radars côtiers et aériens, etc., ce qui nécessite de nombreuses réunions préliminaires, sans compter les associations de riverains, inquiets de l’impact visuel entre autres. L’argument principal est que les éoliennes flottantes ne seront pas ou peu visibles de la côte et qu’il y aura peu de réticences de la part de la population locale, comme on observe actuellement en France pour les développements terrestres et même certains développements d’éoliennes fixes.
Les éoliennes sont espacées de 500 à 1 000 m ; pour les projets du golfe du Lion, elles seront disposées selon une ligne, face au vent dominant (tramontane, venant du nord-ouest). Pour les fermes commerciales (50 à 100 machines), l’espacement dans les deux sens devra tenir compte de l’effet de sillage des rotors, d’où un espacement de 3 à 5 fois le diamètre, soit 500 à 1 000 m, ce qui donne une zone de 5 x 5 à 10 x 10 km pour 100 machines de 8 MW. L’accès à la zone sera défini pour chaque projet : par exemple, l’accès pourrait être complètement interdit ou n’être autorisé que pour les navires de plaisance et la pêche entre deux eaux (pas de chalutage du fait des ancrages et des câbles, bien qu’ils soient ensouillés).
La maintenance. La maintenance des éoliennes flottantes est encore plus difficile que celle des éoliennes fixes car la nacelle, perchée à plus de 100 m au-dessus de la surface, bouge et les techniciens – ceux qui n’ont pas le mal de mer – ne peuvent faire que des petites opérations de maintenance. D’où les efforts des concepteurs des flotteurs pour réduire les mouvements. Les conceptions proposées actuellement dans le cadre des fermes-pilotes permettent d’amener et de ramener les unités flottantes complètes le long d’un quai pour maintenance lourde (prévue au bout de dix ans). Cependant ces opérations nécessitent du beau temps et des remorqueurs. Qu’en sera-t-il pour une ferme commerciale avec au moins 50 unités en mer ? La vraie réponse aux problèmes de maintenance reste la fiabilité des équipements, en particulier de tous les équipements mécaniques, électriques et instruments situés dans la nacelle. Il faudra une période d’apprentissage et de mise au point avant que la fiabilité soit au rendez-vous pour les fermes commerciales. C’est tout l’intérêt des fermes-pilotes décidées récemment.
Le raccordement électrique vers la terre. Les éoliennes en mer des fermes-pilotes achemineront leur production électrique vers la terre par un câble sous-marin en 33 ou 66 kV triphasé. Ce câble sera enfoui ou protégé par des « matelas » d’éléments en béton ; l’atterrage sera enfoui éventuellement en passant par un forage dirigé à partie de la plage pour déboucher à une profondeur suffisante. Les câbles ont une partie dite dynamique (en forme de « S » horizontal avec des éléments de flottabilité) au niveau du raccordement avec l’unité flottante pour s’accommoder des mouvements du flotteur. Le câble partant de chaque plate-forme doit pouvoir être déconnecté lorsque celle-ci est ramenée à terre pour maintenance lourde. Pour les fermes-pilotes où les unités sont raccordées en guirlande, certains concepteurs proposent des solutions de raccordement provisoire pour éviter que l’enlèvement d’une unité ne provoque la mise hors service des autres unités adjacentes. Pour les fermes commerciales, une plate-forme particulière collectera l’ensemble des câbles venant de chaque éolienne, augmentera la tension et enverra toute la production du champ par un ou deux câbles (typiquement 225 kV) vers la terre.


4. – Les coûts et financements des projets-pilotes.
Les quatre projets–pilotes d’éoliennes flottantes en mer ont été lancés en 2015 par l’ADEME et attribués au cours du second semestre 2016. Un certain nombre d’éléments était imposé : emplacements (un en Atlantique, trois dans le golfe du Lion) ; nombre de machines : 3 à 6 de 5 MW minimum ; point de raccordement sur la côte ; prix d’achat de l’électricité entre 230 et 250 €/MWh, etc.). Le coût d’investissement initial pour ce type de projet est d’environ 200 M€ pour quatre unités, y compris le raccordement électrique vers la terre (câbles en mer et à terre) coûtant environ 30 M€. L’aide financière demandée varie entre 30 à 40 % (45 % maxi autorisé) de l’investissement et comporte une subvention pour un tiers et une avance remboursable pour deux tiers ; l’aide porte également sur le tarif de rachat de l’électricité produite (230 à 250 €/MWh). L’aide demandée fait partie de critères de sélection des offres pour l’appel à projets. Le montage financier doit ensuite faire l’objet d’un dossier à approuver par les instances de l’Union Européenne du fait de l’aide financière au niveau national.
Pour le futur, il reste à faire des efforts pour arriver au niveau des éoliennes fixes (fermes commerciales) dont le tarif de rachat de l’électricité est d’environ 190 €/MWh en France et 130 €/MWh au Danemark (un projet commercial vient d’être attribué au Danemark avec moins de 60 €/MWh). Les coûts d’investissement sont encore très élevés (7 M€/MW installé) pour les fermes pilotes présentées. La ferme-pilote d’éoliennes flottantes HYWIND (5 x 6 MW) au large de l’Ecosse est annoncée à 248 M$, soit 218 M€ environ, du même ordre de grandeur que les projets français).


5. – Programme des projets

Le retard pris par la France dans les développements des éoliennes en mer tient essentiellement aux contraintes imposées aux développeurs des projets : il est reconnu qu’à ce jour les projets des éoliennes en mer fixes vont prendre dix ans environ, entre la soumission des offres lors de l’appel à manifestation d’intérêt (AMI), lancé par l’ADEME représentant l’Etat, et la première production d’électricité. L’Etat en est conscient et a décidé de modifier le processus, visant à réduire ce délai à six ou sept ans pour les projets futurs. L’objectif est « de sécuriser et d’accélérer le développement des projets en menant le débat public en amont de la procédure d’appel d’offres, ainsi que les études techniques et environnementales, sous la maîtrise d’ouvrage de l’Etat ». Ainsi, au moment où l’appel d’offres sera attribué, toutes les autorisations, environnementales et d’occupation du domaine maritime, seront délivrées au lauréat, alors qu’aujourd’hui un candidat qui se voit attribuer un parc n’a pas la garantie d’obtenir toutes les autorisations. Le lauréat sera titulaire d’un « permis enveloppe » qui lui permettra de modifier et d’adapter son projet dans les limites définies.


6. – Perspectives pour les éoliennes flottantes

Le scénario « bas » mondial pour les éoliennes flottantes pour 2030, évalué par un développeur, est le suivant : Japon : 4 GW ; France : 2,5 GW ; Taïwan : 3 GW ; UK : 2 GW ; USA : 1,5 GW ; Portugal : 2 GW ; Chili : 1,3 GW ; Chine : 1,1 MW, etc.
Le développement de l’éolien flottant s’inscrit dans le développement de l’éolien (fixe et flottant) ; le gouvernement français retravaille sur les objectifs pour la puissance installée de l’éolien en mer fixe et flottant qui était de 6 GW en 2020, revu maintenant à 3 GW (soit 3 000 unités de 6 MW), visant 15 GW à l’horizon 2030.
Enfin, il reste l’aspect coût : grâce à l’expérience et à l’effet de série, les développeurs espèrent faire passer le prix de rachat de la production de 250 €/MWh pour les fermes-pilotes flottantes à 110 €/MWh pour les fermes commerciales, ce qui est le prix estimé pour l’électricité nucléaire à moyen terme (EPR de Hinckley Point).
Dans quelques années, nous verrons peut-être des fermes commerciales d’éoliennes flottantes dans le golfe du Lion et sur notre façade atlantique…


Débat.Q. Quelle est la vitesse en bout de pale ? R. 300 km/h. / Q. Les éoliennes sont-elles vulnérables au terrorisme ? R. Oui, surtout les flotteurs. / Q. Jusqu’à quelle profondeur peut-on aller ? R. 45 m. On pourrait aller à une profondeur plus importante, mais ce serait très coûteux. / Q. Quel est le délai de maintenance lourde à terre ? R. Au bout de dix ans. / Q. Le délai de 2024 sera-t-il tenu ? R. Cela dépend surtout de la durée de l’enquête d’utilité publique. / Q. Plus on s’éloigne de la côte et plus la perte et importante. R. Oui, et ce n’est pas négligeable, mais la difficulté est résolue. / Q. La production des éoliennes varie beaucoup dans le temps. R. Toutes les énergies renouvelables sont aléatoires ; au Danemark, où la production par les éoliennes atteint 30 % des ressources en énergie, il n’y a plus de nouvelles implantations. / Q. Quelle est l’attitude de la Marine nationale ? R. Rien n’est prévu devant Brest ni devant Toulon.

C&M 2 2017-2018

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