Hydrolienne

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Une hydrolienne est une turbine hydraulique (sous-marine ou à flots) qui utilise l'énergie cinétique des courants marins ou fluviaux, comme une éolienne utilise l'énergie cinétique du vent.

Baptême Sabella D03 à Bénodet

La turbine de l'hydrolienne permet la transformation de l'énergie cinétique de l'eau en mouvement en énergie mécanique, qui peut alors être convertie en énergie électrique par un alternateur.

Principe de départ

La puissance cinétique d'un fluide traversant un disque de section est :

en W, avec :
  •  : masse volumique du fluide (eau douce 1 000 kg·m-3, eau de mer 1 025 kg·m-3)
  •  : vitesse du fluide en m/s.

Encore plus strictement que pour une éolienne, l'incompressibilité du fluide impose que le produit de la vitesse par la section de la veine de fluide qui traversera ou a traversé le disque soit constant. Devant le disque de l'hydrolienne, le fluide est ralenti et la veine s'élargit. Au niveau de l'hydrolienne, le changement de section est négligeable et donc (paradoxalement) la vitesse du fluide est constante. Après le disque, le fluide est encore ralenti et la veine s'élargit encore. Un modèle élémentaire de fonctionnement des hélices, dû à Rankine et Froude, permet d'évaluer la fraction de la puissance cinétique récupérable au moyen d'un disque perpendiculaire à un fluide en mouvement. C'est la limite de Betz, égale à 16⁄27 = 59 %. Cette limite peut être dépassée si le courant de fluide est forcé dans une veine de section variable au lieu de circuler librement autour de l'hélice.

Par rapport à une éolienne, les hydroliennes tirent profit de la masse volumique de l'eau, 832 fois plus élevée que celle de l'air (environ 1,23 kg·m-3 à 15 °C). Malgré une vitesse de fluide en général plus faible, la puissance récupérable par unité de surface d'hélice est beaucoup plus grande pour une hydrolienne que pour une éolienne.

Historique

Une arrivée tardive

Le système SeaFlow déployé au large de la Grande-Bretagne
Le système SeaGen déployé au large de la Grande-Bretagne

La prise de conscience relativement récente de la nécessité de remplacer le pétrole peut expliquer le développement tardif des hydroliennes ainsi que le fait que le milieu marin est particulièrement exigeant et agressif (corrosion due au sel, organismes « encroûtants »). L'éolien terrestre a donc eu la priorité, mais il ne peut répondre à tous nos besoins.

L’hydrolienne bénéficie des énormes efforts techniques qui ont déjà été faits dans le développement de l’éolien, mais a fait l'objet de moins de recherches.

Le développement de nouveaux matériaux (composites, béton composite, alliage métallique, etc.) apporte des propriétés nouvelles qui favorisent la conquête du milieu marin.

Avantages et inconvénients

Avantages

  • Les hydroliennes sont beaucoup plus petites que les éoliennes pour une même puissance, cela étant dû à la masse volumique de l'eau qui est environ 800 fois supérieure à celle de l'air.
  • Les courants marins sont prévisibles (notamment en consultant les éphémérides), on peut donc estimer avec précision la production d'électricité.
  • Les potentiels des courants marins sont très importants, EDF estime le potentiel européen hydrolien exploitable à environ 12,5 GW, soit l'équivalent de 12 réacteurs nucléaires de 900 MW et la France, à elle seule, en représente 20 % soit 2,5 GW : 2 ou 3 réacteurs nucléaires, ou 1 ou 2 EPR[1].
  • L’hydrolienne utilise une énergie renouvelable (le courant marin) et elle ne pollue pas, en termes de déchets issus de combustion tels que CO2 ou de déchets radioactifs.
  • De nouveaux modèles d'hydroliennes semi-immergés peuvent être adaptés aux rivières, même modestes, sans avoir les impacts écologiques des turbines classiques dont les pêcheurs craignent qu'elles aient des impacts sous-estimés sur les poissons[2]. Ces hydroliennes produisent moins d'électricité que les turbines classiques, mais pourraient être beaucoup plus légères, et demander bien moins d'investissement.
  • Dans la formule mathématique de base, citée précédemment, on voit que la puissance du courant varie avec le cube de la vitesse. Par exemple, l'énergie produite par un courant de 4 m/s est 8 fois plus forte que celle produite par un courant de 2 m/s[3]. Ceci explique la recherche des sites présentant les courants les plus forts, mais malheureusement ceux-ci sont rares ! (une vingtaine seulement dans le monde).

Inconvénients

  • Pour éviter le développement des algues et organismes encroûtants sur l'hydrolienne, il faut utiliser un antifouling. Il s'agit tout d'abord, par définition, de produits toxiques pour la faune et la flore marine. Mais surtout cet antifouling doit être refait régulièrement. Réaliser l'opération sous l'eau est à peu près inenvisageable, à la fois pour des raisons techniques vu la difficulté de l'opération, mais aussi parce que le risque pour l'environnement est tel que réaliser ce type d'opération est déjà illégal pour un bateau à l'extérieur d'une aire de carénage spécialement aménagée. Une opération de maintenance à intervalle régulier pour démonter ou extraire l'hydrolienne de l'eau et refaire son carénage est donc indispensable.
  • Dans les eaux turbides, du fait de la présence de sable en suspension (pas de Calais par exemple), l’érosion des pales d’hélice ou des pièces mobiles par le sable est très forte. Ainsi l’entretien doit être très fréquent, mais il est plus difficile qu’à l’air libre puisqu’on ne peut pas l’ouvrir sans que l’eau ne pénètre à l’intérieur et n’endommage tous les systèmes (mécaniques et électriques). Pour cette raison, certaines hydroliennes ont une structure émergeant de l’eau, qui peut être gênante pour la navigation. Des systèmes à ballast pourraient permettre de faire monter ou descendre les unités de production.
  • Les hydroliennes créent des zones de turbulences, qui modifient la sédimentation et le courant, avec de possibles effets sur la flore et la faune juste en aval de leur positionnement. Ces aspects sont analysés par les études d'impacts.
  • Des poissons, mammifères marins ou des plongeurs pourraient heurter les hélices et se faire blesser plus ou moins gravement. Ces dernières peuvent néanmoins tourner très lentement (cela dépend de la résistance opposée par l'alternateur et donc du modèle d'hydrolienne). Toutefois, la première étude sur le sujet (fish Survival Study on Hydrokinetic Power Turbine) menée en 2009, par Hydro Green Energy LLC et déposée à la Federal Energy Regulatory Commission (USA), a démontré clairement la sécurité du procédé. Selon ces résultats, seulement un poisson sur 402 a montré des signes de blessure; des signes peut-être plus attribuables à la mise en place du protocole qu’aux turbines elles-mêmes. Cette étude s'applique toutefois aux poissons et non aux plus gros mammifères marins.
Génératrice StreamWings

Afin d'éviter ces inconvénients, certains ont proposé le principe d'hydrofoils oscillants. L'un des plus récents est le dispositif autostable à double pales StreamWings de F. Guigan et J. Simeray[4].

Impacts possibles

Concernant l'environnement[5], la caractérisation du sillage, des turbulences et d'autres impacts hydrodynamiques ou halieutiques, les retours d'expérience les plus proches concernent des barrages du type de celui de l'usine marémotrice de la Rance, difficilement comparables à ceux d'hydroliennes non intégrées dans un barrage. Les impacts électromagnétiques sont mal connus, et varieraient beaucoup selon la puissance des installations, et le type de câble utilisé (blindé ou non, enterré ou non, en courant continu ou alternatif...)[6].

D'éventuels effets environnementaux directs ou indirects préoccupent notamment les pêcheurs qui travaillent dans les zones d'intérêt. Ces impacts (sonores durant le chantier[7], hydrodynamiques[8] et hydroenvironnementaux[9] notamment) commencent à être étudiés ou simulés, à partir de modélisations[10],[11],[12] ou de maquettes, mais sont encore mal connus ; les rotors créent des zones de turbulence et les structures créent des sillages[13] qui selon certaines hypothèses[14], pourraient perturber la sédimentation et le développement de la flore, en créant ainsi à long terme une zone morte, ou au contraire ces turbulences pourraient maintenir en suspension plus de nutriments et favoriser le plancton qui nourrit certains poissons[15],[16]. Les parties fixes des hydroliennes pourraient également constituer des récifs artificiels[réf. nécessaire], favorisant la biodiversité sous-marine. Les hydroliennes pourraient aussi perturber quelques animaux marins qui, curieux, s'en seraient trop approchés[réf. nécessaire].

Les modélisations sont également nécessaires pour optimiser le positionnement de chaque hydrolienne dans une ferme, afin de profiter au mieux du courant[17],[18]. Le captage de l'énergie des courants ralentit la vitesse du fluide dans l'axe de la turbine ce qui provoque une légère accélération des courants de contournement ; ce phénomène se rencontre quand l'eau passe le long d'une roche  : les poissons évitent les obstacles en suivant les lignes de plus fortes vitesses ou utilisent les contre-courants des turbulences. D'autre part, le régime de rotation du rotor est limité par la vitesse en bout de pale à cause du phénomène de cavitation. Ainsi, les grandes hydroliennes ne tourneront qu'au rythme de 10 à 20 tours par minute et leurs effets se limiteraient aux turbulences en aval de l'hydrolienne. Les sédiments ne se déposeraient pas autour de l'hydrolienne, ce qui éviterait l'envasement que connaissent les barrages (dont l'usine marémotrice de la Rance), et faciliterait l'entretien. De plus, une vitesse de rotation suffisamment faible ne perturberait pas les poissons.

Les sites d'intérêt pour les hydroliennes sont des zones de courants forts à très forts (plus de 3 m/s), où les conditions sont peu favorables au développement d'une faune et d'une grande flore sédentaire fixée. Les cartes marines montrent que ces zones sont exclusivement composées de roches ou gros graviers.
L'impact environnemental de l'énergie hydrolienne est actuellement étudié dans de nombreux projets de recherche et développement en Europe dans la Manche, la mer du Nord et la mer Baltique.

En France, le Ministère de l'écologie a mis à jour en 2012 un cadre méthodologique pour les Énergies marines renouvelables [19] et des études d'impacts sont obligatoires, même pour les projets démonstrateurs[20].

Potentiel

Le potentiel européen hydrolien théorique exploitable est de l'ordre de 15 GW en Europe pour une production pouvant aller de 20 à 30 TWh/an, ce qui représente la consommation de 6 à 8 millions d’habitants. La Grande-Bretagne concentre 60 % de ce potentiel théorique et la France 20 %. Pour l’hexagone, cela représente un potentiel estimé à 3 GW[21].

D'après EDF, la France posséderait la deuxième ressource européenne, soit 20 % du potentiel européen, correspondant à 10 TWh pour 3 GW « installables », répartis entre la Bretagne et le Cotentin. C'est d'ailleurs là qu'a été installée en septembre 2011 un prototype d'hydrolienne, près de l'île de Bréhat[21].

Les courants marins pourraient être exploitables partout dans le monde ; les courants de marée constituent toutefois pour l'instant le domaine préférentiel de ce type de technologie : les courants de marée présentent en effet, par rapport aux courants généraux (comme le Gulf Stream[22], des caractéristiques particulièrement favorables :

  • intensité importante (dans certaines zones les courants de marée peuvent atteindre ou dépasser 10 nœuds, soit 5 m/s, alors que les courants généraux dépassent rarement 2 nœuds) ;
  • proximité de la côte : les veines de courant intense apparaissent dans des zones de faibles profondeurs situées à proximité de la côte, ce qui en facilite l'exploitation ;
  • direction stable : les courants de marée sont généralement alternatifs, ce qui simplifie le dispositif de captage ;
  • enfin, prédictibilité : les courants de marée sont parfaitement prévisibles, puisqu'ils ne dépendent que de la position relative des astres générateurs - Lune et Soleil - et de la topographie locale.

État des lieux et prospective

Dans le monde, la recherche a rapidement progressé notamment dans les années 2000-2010[23],[24], avec 50 concepts disponibles en 2008 pour exploiter l'énergie des mers (contre 5 en 2003)[25],[26] et plusieurs tests en milieu artificiel[27] ou in situ[28],[29].

l'innovation porte sur

  • les matériaux composites (à base de fibre de verre, etc.), disponibles et utilisés par la construction navale[30]
  • L'étude de la résistance es machines et des matériaux nouveaux quand ils sont sollicités de manière chronique ou cyclique dans l'eau de mer. Les études sont de plus en plus plus affinées, et tirent parti des retours d'expérience en matière de résistance à l'effort de ces composites également utilisés par l'éolien (pales)[31],[32].
  • Les principes de production d'énergie et donc de design des engins[33]
  • l'étude des effets du regroupement de plusieurs machines en fermes de production d'électricité[34]
  • les effets de l'exposition à des contraintes importantes dans l'eau de mer en condition immergée[35],[36].
  • des variantes telles que le Cerf-volant hydrolien qui utilise le courant marin pour maintenir en "vol sous-marin" un grand cert-volant fixé par un câble au fond[37],[38]. cet engin soutient une turbine produisant de l'électricité. Le premier « Deep Green » (3 m de large) a été testé en Irlande (à Strangford Lough face à l'Ulster) par son concepteur (Minesto, une spin-off suédoise issue de Saab[37].

Ifremer a évalué[25]le potentiel techniquement exploitable à 450 TWh/an (dans le monde) et à 15 à 35 TWh/an pour l'Europe. Avec un potentiel de 5 à 14 TWh/an (10 MW/km2 potentiellement), la France est placée selon EDF, comme le second plus important gisement d'Europe, derrière le Royaume-Uni[25]. Dans les territoires d'outre-mer, certaines « passes » de lagon offrent également des situations intéressantes[25].

En 2012 la Recherche (européenne, anglaise et française notamment) affine la connaissance en termes de ressource énergétique[39],[40], d'efficacité énergétique[41], d'interaction vent-houle-courant, d'acceptabilité des projets, d'interactions avec l'environnement, avec les usages et métiers de la mer, avec les matériaux en suspension, ainsi que les simulations[42], modélisations numériques[43] et physiques[44]. La France dispose de l'expérience du Barrage de la Rance et de bassins d'essais en boucle hydrodynamique (ex : veines de courant chez Ifremer à Boulogne où à Brest avec un Bassin canal)[25].

France

L'un des principes d'hydroliennes
Principe retenu pour le prototype Arcouest d'EDF

Après le Grenelle de l’environnement (2007), un appel d'offres (comme il y en a eu pour l'éolien offshore) a été envisagé puis préparé. Bien que la production soit stable et prévisible (contrairement aux éoliennes), la possibilité d'utiliser cette électricité localement pour alimenter des îles ou des zones côtières n'a pas été envisagée. Il a été demandé à RTE de définir et décrire les conditions de raccordement de ces installations offshore nouvelles au réseau électrique national. Une consultation en ligne a également été ouverte pour identifier d'éventuelles autres solutions techniques et/ou financières à mettre en œuvre[45].

Selon l'étude prospective de RTE commandée par le gouvernement en vue de la transition énergétique et du soutien à cette filière et publiée début 2013[46], la France a effectivement un potentiel élevé en matières d'installations hydroliennes avec notamment 3 sites qui semblent particulièrement favorables[47] (le Raz Blanchard, le raz de Barfleur et, près d'Ouessant, le Passage du Fromveur), mais selon RTE, à condition d'améliorer les techniques de pose et de protection des câbles électriques sous-marins et de renforcer la capacité du réseau terrestre, les zones de raccordement étant aujourd'hui rares (ex : la Liaison Cotentin-Maine, dans le Cotentin peut accueillir, mais ailleurs « au-delà de 2 500 MW, il sera indispensable de renforcer le réseau 400 kV par de nouveaux ouvrages » dont la réalisation prend en général de 3 à 5 ans), en raison de la topographie littorale, mais aussi « des protections juridiques dont bénéficie le littoral et des contraintes techniques d’implantation de câbles électriques »[46]. Le Raz Blanchard présente le 3ème « courant de renverse » le plus fort au monde.
RTE signale aussi que ces zones de raccordement sont souvent situées dans des zones secteurs sensibles pour l’environnement[46].

Selon RTE, une difficulté est le manque de points de connexion au réseau. Ainsi, le littoral de la Pointe du Cotentin est presque partout classé en « espace remarquable » au sens de la loi littoral et le secteur du Fromveur qui voit se reproduire des mammifères marins protégés[46] nécessiterait des travaux pour le câblage.
Pour ces raisons, RTE suggère que l’État établisse un nouveau cadre juridique propre à faciliter la traversée de zones sensibles par des câbles "à coût économique et environnemental réduit pour la collectivité" (L'article 12 ter du projet de loi Brottes[48], prévoyait[49] de possibles dérogations à la loi littoral pour les dispositifs souterrains de raccordement des énergies marines renouvelables). Pour alimenter la région parisienne à partir du Cotentin (où existe aussi un projet d'interconnexion France-Alderney-Grande-Bretagne ou « FAB »), l'exploitation d'un potentiel de 2,5 GW hydroliens nécessiterait une nouvelle ligne aérienne de 400 kV (de la Basse-Normandie à l'ouest de la couronne parisienne). Les contraintes seraient moindres en cas d'export vers la Grande Bretagne, et plus forte en cas d'importation d'électricité à partir du Royaume-Uni (au-dessus de 10,5 GW, faute de capacité locale de stockage de l'électricité, pour ne pas surcharger le système électrique, il pourrait être parfois préventivement nécessaire de momentanément bloquer l'hydrolienne mais sous 1,5 GW, le réseau électrique du Cotentin supporterait cette charge supplémentaire, moyennant quelques aménagements techniques[46].

Au Raz Blanchard, selon RTE les capacités du réseau existant serait déjà saturées par les demandes de raccordement faites entre 2010 et 2013 pour de futures « fermes expérimentales de faible puissance »[46] et toujours selon RTE, les schémas régionaux de raccordement aux réseaux des énergies renouvelables tels que prévus par la loi Grenelle I sont - selon RTE - inadaptés à la définition des besoins d'accueil d'électricité « hydrolienne » (en raison de leur potentiel et de leurs coûts à ce jour encore mal évalués faute de retours d'expérience)[46].
Dans les années 2010-2020, RTE pourrait fournir une ligne et un transformateur à terre pour recevoir l'électricité de parcs expérimentaux via des câbles sous-marins à moyenne tension (HTA), ensuite des câbles sous-marins alternatifs à 225 kV pourraient arriver à quelques plates-formes en mer chacune raccordée à un poste terrestre (pour limiter le nombre des points d'atterrage). Pour RTE, la puissance optimale de chaque ferme devrait se caler sur la capacité du câble de 250 MW. Si la puissance d'une ferme dépasse 1,5 GW, il devient rentable d'utiliser des câbles en courant continu aboutissant à des stations de conversion en mer (transformant ce courant alternatif en courant continu)[46].
Après la phase expérimentale, un raccordement pourrait demander 6 à 7 ans selon RTE (dont 4 à 5 ans de procédure administratives) et jusqu'à une dizaine d'années pour une ligne de 400 kV[46].

RTE voudrait voir le risque réparti entre les acteurs, via des appels d'offre cadrant la quantité d'électricité à produire, et donc le dimensionnement du réseau électrique d'accueil et quand un ouvrage de raccordement sera partagé par deux ou plusieurs lauréats, il conviendra de préciser les règles de partage des coûts et des risques[46].

Au vu des projets connus en 2008/2009, EDF estime que « l'industrie des énergies marines (houlomoteur et hydrolien) saura multiplier par 10 la capacité installée des machines en mer d'ici 5 ans (de 7,5 à 750 MW) ? »[50].

En 2013, un rapport du CGEDD (Conseil Général de l’Environnement et du Développement Durable, 3 mai 2013 ) et le CGIET (Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies) estiment que la technologie semble mûre pour un développement industriel, avec un potentiel français de 3 gigawatts pour la phase pilote industriel.

Premier appel à manifestation d'intérêt : Lancé à Cherbourg fin septembre 2013 par François Hollande et publié par l'ADEME le 1er octobre[51], il concerne quelques « fermes pilotes hydroliennes » de 3 à 10 hydroliennes chacune, qui pourront être installées dans le Raz Blanchard (devant le Cotentin) et dans le Passage du Fromveur (devant le Finistère). Les projets retenus seront subventionnés à hauteur d'environ 30 millions d'euros, mais l'électricité produite ne devrait alors pas bénéficier d'un tarif d'achat bonifié ; elle sera vendue au prix standard des énergies marines (173 euros/mégawattheure).

Perspectives concrètes, projets en cours

Les rotors du SeaGen aux chantiers Harland and Wolff à Belfast

Plusieurs entreprises britanniques et françaises se sont spécialisées dans le domaine, mais la technologie hydrolienne est encore proche du stade expérimental ; et des coûts d'investissements élevés pour un tarif d'achat de l'électricité assez faible peuvent pour l'instant faire reculer les investisseurs.

Les projets les plus avancés concernent à ce jour essentiellement la Grande-Bretagne, l'Écosse ou le Raz Blanchard et le Passage du Fromveur en France[52].

Royaume-Uni

La compagnie londonienne TidalStream a mis au point en 2006-2007 un système d'hydrolienne d'une capacité de 2 et 10 MW adapté aux eaux profondes et aux courants marins rapides, pour la production d'électricité. La « turbine semi-submersible » (SST) nommée « Triton » comporte quatre turbines montées sur une bouée tubulaire placée verticalement et amarrée au fond de la mer par un bras pivotant[53]. Ce bras sert à l'installation et la maintenance des turbines et supprime les travaux sous-marins coûteux et dangereux. Le prototype testé à Pentland Firth comporte quatre turbines aux rotors de 20 m[54] de diamètre pour une puissance maximale de 4 MW. Les futures turbines auront un diamètre de 6 m et pourront être déposées jusqu'à 60 à 90 m de fond[55]. Les rotors tourneront lentement (12 m/s, à comparer à 70m/s pour une éolienne) [55]. Le coût de l'électricité pourrait atteindre 0,045 €/kWh. Selon TidalStream, le système sera compétitif avec les éoliennes offshore et onshore, et aurait pu être opérationnel dès 2010.

Écosse

En septembre 2010 a été inaugurée la plus grande hydrolienne du monde (22,5 m de hauteur, un rotor de 18 m de diamètre). Conçue par Atlantis Resources Corporation, ce modèle AK1000 pèse 130 tonnes et devrait produire 1 MW[56].

La première ferme hydrolienne de taille commerciale va être installée entre la pointe nord-est de l’Ecosse et la petite île de Stroma, dans un bras de mer traversé par de forts courants, par l’entreprise Meygen, filiale du développeur australien Atlantis, lui-même détenu à 42% par la banque Morgan Stanley. Meygen va dans un premier temps installer, par 40 m de fond, 4 hydroliennes de 1,5 MW de puissance chacune pour une trentaine de mètres de hauteur ; les fondations devraient être construites en 2015, pour installer en 2016 les 4 hydroliennes, l’une construite par la maison-mère Atlantis et trois autres par le norvégien Andritz Hydro Hammerfest. Meygen ambitionne de déployer ensuite 269 turbines pour une puissance totale de 398 MW d’ici dix ans. Meygen table sur un facteur de charge d'environ 40 %, nettement meilleur que celui des éoliennes. La première phase du financement a été bouclée : 51 millions de livres (65,2 millions €) levés sous toutes les formes - titres, dettes, subventions. Le gouvernement britannique a apporté son soutien au projet en fixant un prix de rachat de 305 livres (390 €) par mégawatt-heure au moins jusqu’en 2019, soit deux fois plus que pour l’éolien en mer. La filière hydrolienne espère pouvoir rivaliser d’ici dix ans avec les coûts actuels de l’éolien offshore, grâce à l'industrialisation de la fabrication et de la pose des hydroliennes[57].

France

Parmi les projets les plus avancés figurent :

Fichier:Sabella D03 et un banc de tacots.jpg
Démonstration de l'innocuité de l'hydrolienne SABELLA envers l'ichtyofaune lors de son année de tests à Bénodet
  • SABELLA, PME quimpéroise labellisée dès 2005 par le pôle de compétitivité « Pôle Mer Bretagne »[58] et soutenue par la Région Bretagne[59], le Conseil Général du Finistère et l’ADEME, a immergé la première hydrolienne sous-marine française à Bénodet, dans l’estuaire de l’Odet, en avril 2008. Cette hydrolienne, appelée Sabella D03, d’un diamètre de trois mètres pour une puissance de 10 kW, a fonctionné pendant près d’un an, démontrant sa fiabilité et sa robustesse dans l'environnement marin, tout en prouvant via une caméra sous-marine son innocuité vis-à-vis de l'ichtyofaune[60] Une machine à échelle 1 d’une puissance de 1 MW et d’un diamètre de 10 m (Sabella D10), financée en partie par l’ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir, est aujourd’hui en cours de construction et sera installée dans le Passage du Fromveur à l'automne 2014. Elle sera reliée au réseau électrique d’Ouessant, ce qui permettra de réduire la consommation de fioul de l’île, non raccordée au réseau national d'électricité[61] Une prochaine étape sera l’installation d’une ferme pilote de plusieurs hydroliennes permettant de couvrir une majeure partie des consommations électriques de l’île d’Ouessant, avant une exploitation commerciale avec plusieurs centaines de machines[62]. Un accord a été signé entre SABELLA et une filiale de GDF Suez en juin 2012 pour l’exploitation des courants du Fromveur[63] ;
  • Un projet mené par EDF[64] et initié en 2008 a pour but de tester quatre hydroliennes devant Paimpol, au large de Ploubazlanec et de l'île de Bréhat (Côtes-d'Armor). La technologie choisie est celle qui a été développée par la société irlandaise OpenHydro, rachetée par DCNS. Elle consiste en une machine de 16 mètres de haut, 850 tonnes et 0,5 mégawatts de puissance, et doit être placée pour quelques mois à 35 m de profondeur afin de tester en conditions réelles ses performances et vérifier sa bonne tenue aux conditions marines. Le projet permet aussi de tester un convertisseur sous-marin[65]. Le premier prototype, baptisé « Arcouest[66] », assemblé à Brest en Bretagne par les équipes de DCNS, a été immergé le 22 octobre 2011[67] pour une durée de trois mois. Le projet a ensuite pris du retard en 2012 (à la suite d'une panne de moteur de treuil de sa barge de transport). Le prototype « Arcouest » a passé six mois à -25 m en rade de Brest, puis l'hydrolienne a été ramenée à quai pour être examinée puis elle sera réinstallée devant Paimpol-Bréhat pour une mise en route de trois turbines en 2015 au lieu de fin 2013[68].Le projet final devra regrouper quatre turbines d'une puissance unitaire de 0,5 MW pic devant pouvoir alimenter 3 000 logements en électricité[69]. Les 4 mois de la seconde campagne d'essais (à -40 mètres au large de Bréhat), ayant été jugés concluants en termes de rendement et de fonctionnement, des modèles de série devraient entrer en service en 2015-2016 dont au Canada et en France (avec 30 M€ d'aide de l'Etat et un tarif d'achat de 173 €/MWh sur deux sites (passage du Fromveur et raz Blanchard)[70].
  • Un autre projet dit HARVEST (Hydrolienne à Axe de Rotation Vertical STabilisé) est issu d'un regroupement de plusieurs laboratoires, 3S-R de l'université Joseph-Fourier (UJF), G2ELab et LEGI (de Grenoble Institut national polytechnique (G-INP)) et LAMCOS (de l'INSA de Lyon) visant à développe un nouveau concept d'hydrolienne pour la récupération de l'énergie des courants marins et fluviaux. Le projet entre dans une seconde phase, où il s’agit d’implanter une première tour à Pont-de-Claix (Isère) dans un canal EDF pour la fin 2008 ; les turbines seront alors à l’échelle 1⁄2. L’ultime étape consistera à mettre en commun plusieurs tours pour former un parc, avec l’objectif de tester une telle « ferme fluviale » en 2010.
  • Un autre démonstrateur de 10 kW, Hydro-gen 10[71], développé par une PME, est produit et testé en Bretagne. Cette hydrolienne a pour caractéristique d'être flottante et d'utiliser une turbine amovible, coulissante ou basculante, afin de faciliter entretien, nettoyage et réparation. C'est la première hydrolienne à avoir produit du courant électrique en France (en 2006)[2].
  • Un projet développé par la société Guinard Énergies, intitulé BluStream, a démarré en 2008. L'installation d'un démonstrateur (hydrolienne de 5 m de diamètre) est prévue début 2014 dans la ria d'Étel, en Bretagne[72],[73].
  • EDF prévoit de lancer un premier parc hydrolienne {Côtes-d'Armor en 2015 et son rival, GDF Suez, en 2016[74]. Le 14 juin 2013, dans le port de Cherbourg, la turbine sous-marine Voith Hydro (18 mètres de long, 160 t) a été brièvement plongée dans l'eau puis remontée afin de tester le dispositif de manutention de sa barge qui sera conduite au Centre européen d'énergie marine (en) en Écosse afin de la tester en mer[74].
  • L'entreprise EcoCinetic, basée à La Rochelle, commercialise une picohydrolienne destinée aux cours d'eau ; inspirée du rotor de Savonius, la turbine affiche un rendement proche des 30 % et est destinée à produire de l'électricité au fil de l'eau pour des vitesses de courant allant de 1,2 à 4 m/s ; selon la vitesse du cours d'eau, le prix de revient du mégawattheure produit se situe entre 40 et 150 euros[75].
premier prototype d'hydrolienne portable Idénergie en 2011

L'appel à manifestation d'intérêts pour des fermes pilotes hydroliennes au Passage du Fromveur (à côté d'Ouessant), ainsi que pour le Raz Blanchard (Ouest Cotentin) a été lancé officiellement par François Hollande, le 30 septembre 2013 à Cherbourg et a été publié par l'ADEME le 1er octobre 2013. Les projets doivent être soumis pour le 25 avril 2014. Il est à noter, que la zone du Raz de Barfleur, initialement sélectionnée, n'a pas été retenue afin de "laisser le temps de la concertation avec les pêcheurs".
En 2014, une start-up grenobloise (HydroQuest[76], jusqu'alors spécialisée dans les hydroliennes fluviales installées à Grenoble, Orléans et en Guyane…) a annoncé un partenariat avec les Constructions Mécaniques de Normandie (CMN) et l'ambition de devenir leader français de l'hydrolien, avec l'intention de produire de grandes hydroliennes modulables à axes verticaux dites « turbines à flux transverses » [77].

En ce qui concerne la zone du raz Blanchard, se posera cependant à terme, le problème de sa proximité avec le site nucléaire de la Hague. Pour le moment, personne ne s'interroge sur l'effet des effluents radioactifs de l'usine, rejetés en Manche (principalement du tritium)[78], sur les hydroliennes qui seront immergées à proximité, et qu'il faudra bien remonter périodiquement à la surface, pour en effectuer la maintenance (dont l'antifouling)[79].

Les consortiums GDF Suez - Alstom d’une part et EDF - DCNS d’autre part, ont remporté l’appel à projets pour construire les fermes pilotes d'hydroliennes au large du Cotentin. Huit projets avaient été remis à l'ADEME. Le projet représente un investissement estimé à une centaine de millions d'euros[80].

Québec

Un projet pilote a démarré à l'été 2010, avec deux turbines TREK, conçues et construites au Québec et d'une capacité de 250 kW chacune, qui seront immergées dans le fleuve Saint-Laurent près du Vieux-Port de Montréal. Elles devraient produire l'équivalent de la consommation de 750 foyers[81].

Une jeune entreprise, Idénergie, propose une hydrolienne portable destinée à alimenter une ou plusieurs résidences à partir d'une rivière. Pour rendre leur concept accessible à tous, ils ont développé un système d'entraînement sans arbre entre la turbine et le générateur. Ce concept limite grandement l'entretien nécessaire au bon fonctionnement. La machine a aussi l'avantage de fonctionner dans un courant d'eau peu profond et de dégager des rendements intéressants même à basse vitesse. Elles pourront être connectées en parallèle pour permettre la création de petits parcs.

Norvège

Un projet dit Hammerfest Strøm est en développement.[réf. nécessaire]

Notes et références

  1. ↑ Energies marines, sur le site activites.edf.com, consulté le 2 février 2014
  2. ↑ a et b Exemple de modèle flottant où la turbine n'est qu'à demi-immergée, sur le site hydro-gen.fr
  3. ↑ Selon la formule P=1/2 r.m.v3
  4. ↑ (en) The new marine current power source, sur le site streamwings.com
  5. ↑ (en) Frid, Chris, Eider Andonegi, Jochen Depestele, Adrian Judd, Dominic Rihan, Stuart I. Rogers et Ellen Kenchington (2012), The environmental interactions of tidal and wave energy generation devices ; Environmental Impact Assessment Review, no 32, p. 133-139.
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  12. ↑ [PDF] Y. Kervella & B. Gaurier (2011), Modélisation de l'impact d'une hydrolienne sur le courant avec influence d'un fond réaliste ; Ifremer, Novembre 2011
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  18. ↑ (en) Mycek P., Germain G., Pinon G., Rivoalen E. (2011), Numerical and experimental study of interaction between two marine current turbines. In EWETEC Congress, Southampton, 2011
  19. ↑ étude méthodologique des impacts environnementaux et socio-économiques : version 2012. En ligne. 358 p., sur le site developpement-durable.gouv.fr, Consulté le 20 décembre 2012.
  20. ↑ Anonyme (2010), Rapport relatif à l'enquête publique sur le projet d'implantation d'un parc démonstrateur d'hydroliennes sur le site de Paimpol-Bréhat, En ligne. 107 p., Consulté le 10 décembre 2012
  21. ↑ a et b [PDF]Dossier EDF énergies marines, sur le site medias.edf.com
  22. ↑ Il ne s'agit, avec cet exemple, que de préciser ce qu'on entend par courants généraux : dans la pratique le Gulf Stream présente un potentiel énergétique considérable au niveau du détroit de Floride.
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  80. ↑ Hydrolien : les fermes pilotes ont leurs papas, Libération, 7 décembre 2014.
  81. ↑ Deux hydroliennes seront installées dans le fleuve Saint-Laurent, sur le site cyberpresse.ca

Annexes

Articles connexes

Liens externes

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