Centraliens - La revue des Arts et Manufactures - Juillet 2013 / N°627 - 27

ÉNERGIES MARINES

Technologie testée sur le site pilote de Paimpol-Bréhat et barge d’installation Arcouest - OpenHydro/DCNS : http://www.openhydro.com

Pour une hydrolienne placée dans un courant
de 2,5 m/s (soit 5 nœuds), si l’on souhaite obtenir une puissance de 1 MW, il faut une surface
d’interception de l’ordre de 300 m², ce qui correspond à un diamètre de 20 mètres. Les démonstrateurs en développement actuellement
ont des diamètres compris entre 10 et 20
mètres, ce dernier chiffre correspondant à une
limite haute compte tenu des contraintes techniques de réalisation (masse de l’ensemble
tournant et couples parasites dus aux turbulences de l’écoulement).

Prototype d’hydrolienne développé par Sabella SAS
http://www.sabella.fr

Contrairement aux vents, les courants de
marée sont prévisibles à long terme avec des
amplitudes connues. Ils s’inversent en direction, avec une période de 12 h sur nos côtes,
la turbine est donc adaptée pour un fonctionnement alterné. La vitesse de rotation peut être
régulée comme pour les éoliennes. Le courant
de marée évolue lentement dans le temps mais
devient faible au voisinage de la « renverse »,
conduisant à deux périodes sans production
sur chaque cycle de 12 heures. Comparativement aux vitesses de vent qui présentent
des fortes fluctuations, les vitesses de courant
évoluent lentement, même si l’influence de la
houle n’est pas anodine.
Le bilan global annuel exprimé en heures de
fonctionnement à pleine puissance est de
l’ordre de 4 000 à 5 000 heures, soit de 11 à 14
heures par jour, ou encore un facteur de charge
de 46 à 57%, à comparer aux 20 à 25% moyens
de l’éolien.
Les hydroliennes sont plus petites que les
éoliennes (dans un rapport 3 à 4) pour une
même puissance du fait de la masse volumique
de l’eau, environ 800 fois plus élevée que celle
de l’air et ceci bien que la vitesse du courant
soit 3 à 4 fois plus faible que celle du vent dans
les sites sélectionnés.
Les hydroliennes ont peu d’impact visuel, elles
sont silencieuses et implantées hors des zones
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de pêche et en particulier de chalutage. Il
semble que l’impact sur la faune soit également
faible. Ceci étant, les retours d’expérience des
premiers tests en mer permettront de quantifier ces impacts sous réserve de disposer de
l’état initial et de méthodes de suivi adéquates
(instrumentation et analyse).
A priori les coûts d’investissement et d’exploitation sont plus élevés que pour l’éolien offshore. L’évaluation de l’intérêt économique des
hydroliennes ne pourra être établie qu’après un
retour d’expérience sur une période suffisante.
En particulier, il faut évaluer les coûts de maintenance consécutifs à la corrosion marine (sel,
algues, coquillages), la rareté des sites compatibles avec les activités marines humaines
(pêche, navigation…) et les contraintes environnementales.

Les différentes technologies
Si l’on écarte les hydroliennes flottantes, plusieurs technologies ont déjà été testées en mer
et font l’objet de développements préindustriels.
L’hydrolienne avec carénage permet de diriger et d’accélérer le courant. L’exemple type
est celui d’OpenHydro. Un premier système,
de puissance 1 MW pour une masse de 400
tonnes avec une roue de 12 mètres de diamètre, a été testé au Canada (baie de Fundy).
La turbine est posée sur une fondation gravitaire pour assurer la stabilité de l’ensemble
sous les actions du courant et de la houle. Ces
systèmes sont destinés à des zones de très forts
courants comme on en trouve près des grands
caps marins (par exemple le raz Blanchard au
bout du cap de La Hague, le raz de Barfleur, la
baie de Saint Brieuc ou la zone de Fromveur
à Ouessant). La technologie a été acquise par
DCNS dans l’objectif de la tester à une échelle
plus importante. Une turbine de grande dimension, avec un rotor de 16 m de diamètre,
a été testée en 2012 sur le site pilote de Paimpol/Bréhat mis en place par EDF. Elle va être à
nouveau testée en 2013, avec raccordement au
réseau en vue de la mise en service d’un parc
de 4 machines à partir de 2014.
OpenHydro/DCNS : http://www.openhydro.
com/
Technologie testée sur le site pilote de Paimpol-Bréhat et barge d’installation Arcouest
L’installation présentant une difficulté particu-

lière, des moyens spécifiques sont développés
et testés conjointement aux machines ellesmêmes.
La famille de technologies concurrentes ressemble à des éoliennes immergées. L’incidence
des pales est contrôlé et peuvent être orientées
pour les décharger au-delà d’une certaine puissance. La nacelle peut être orientable afin d’optimiser la production d’énergie vis-à-vis de la
direction du courant. Certaines hydroliennes
sont installées sur un mât ancré dans les fonds
marins. Les opérations de maintenance en
sont facilitées pour peu que la hauteur du mât
soit suffisante pour remonter la turbine en surface et facilité la maintenance. L’hydrolienne
SEAGEN, fournie par MCT, de puissance 0,8
MW, capitalise plus de 1 000 heures de fonctionnement depuis 2010. Les inconvénients
résident dans la fondation du mât et l’impact
visuel.
Une autre approche consiste à utiliser une fondation immergée, type tripode par exemple.
L’installation est simplifiée mais la maintenance nécessite la récupération complète du
dispositif immergé, sauf à prévoir un système
de déconnexion de la fondation.
Alstom a repris récemment une technologie de ce type, TGL, développée initialement
par Rolls-Royce et testée que le site d’essais de
l’EMEC. En parallèle GDF Suez s’oriente vers
le test de deux technologies, l’hydrolienne Sabella dans le Fromveur (Ouessant) et l’hydrolienne Voith Hydro dans le raz Blanchard. Les
acteurs français sont donc d’ores et déjà fortement engagés dans l’hydrolien avec des objectifs ambitieux.

Futur
Le coût de production visé pour la période
2010/2020 est de l’ordre de 150 euros/MWh,
soit plus de 3 fois le coût de production par des
sources conventionnelles, mais on peut espérer des économies d’échelle liées au passage du
stade de démonstrateur au stade industriel.
Les sites et parcs pilotes envisagés (Fromveur, Paimpol-Bréhat, Raz Blanchard) vont
permettre d’accroitre le retour d’expérience et
de tester le schéma de production des parcs :
disposition vis-à-vis des interactions hydrodynamiques, conversion et transport de l’énergie,
impact environnemental.
n

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