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L’éolien flottant en 4 questions

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Marc Boeuf France Énergies Marines
©Alstom/DCNS

En décembre 2014, le Premier ministre Manuel Valls a annoncé le futur lancement d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI) dédié à l’éolien flottant. Cette filière dispose d’un fort potentiel mais seuls quelques projets ont été mis à l’eau à ce jour. Nous avons interrogé sur ce sujet Marc Bœuf, directeur R&D de l’institut France Energies Marines.

1) Qu’est-ce qui distingue l’éolien flottant de l’éolien offshore traditionnel dit « posé » ?

Ce qui change, c’est le support plus que l’éolienne elle-même. Aujourd’hui, la logique consiste principalement à installer une éolienne offshore existante sur un flotteur. Seule la fondation et l’ancrage diffèrent alors entre l’éolien flottant et l’éolien « posé ». Cependant, quelques projets développent une éolienne spécifique avec un flotteur intégré dès le départ comme le projet Vertiwind de la start-up Nénuphar et EDF Energies Nouvelles.

Aujourd’hui, le coût et les contraintes techniques limitent l’installation d’éoliennes offshore dans des zones de 40 à 50 m de fond. Au-delà de ces profondeurs, la seule solution identifiée est le recours à l’éolien flottant (entre 50 et 300 m de profondeur), sachant que ces profondeurs sont très vite atteintes : hormis en mer du Nord et en mer Baltique, on dépasse rapidement 50 m de fond en Europe, que ce soit en Atlantique ou encore davantage en Méditerranée. L’éolien flottant ouvre donc des espaces d’exploitation beaucoup plus importants.

Un autre avantage des éoliennes flottantes est leur facilité d’installation : elles ne nécessitent pas de couler des fondations ou d’avoir recours à des navires spécialisés comme l’éolien posé. La plupart des opérations sont réalisées au port comme l’installation de l’éolienne sur le flotteur. Celle-ci est ensuite remorquée sur site pour être ancrée et connectée au câble de puissance par le biais de câbles dynamiques.

2) Quelles sont les contraintes de l’éolien flottant et pourquoi n’est-il déjà pas davantage développé ?

Il s’agit d’une technologie nouvelle en cours de développement. Et c’est aussi un challenge financier au-delà des problèmes techniques potentiels, lié au positionnement stratégique des acteurs de l’énergie et au contexte global des énergies renouvelables. Il reste toutefois encore des mises au point technologiques à faire, notamment pour réduire les coûts et tendre à terme vers une « parité réseau ».

Il faut ainsi trouver un bon compromis entre la stabilité d’un flotteur et son coût. C’est sur ce point que travaillent les industriels aujourd’hui : faire un flotteur aux justes besoins qui ne bouge pas trop pour ne pas occasionner de fatigue excessive notamment en tête de mât. Il faut examiner le système dans sa globalité : les développeurs font des essais en bassin, en soufflerie et en mer. Cela demande de la R&D, il faut être patient avant que les technologies matures émergent en phase industrielle.

En termes de coût, il est difficile de donner des chiffres à l’heure actuelle. Un ordre de grandeur de plusieurs dizaines de millions d’euros par système flottant (de 5 à 7 MW de puissance) est avancé par des bureaux d’étude. A terme, il n’y a aucune raison que l’éolien flottant soit plus cher que l’éolien posé. En 2030, l’éolien posé sera a priori encore dominant par rapport à l’éolien flottant au niveau européen. L’éolien flottant pourrait devenir la plus importante source d’énergie marine renouvelable bien avant 2050.

Fondations éolienne flottante
Système flottant et ses lignes d’ancrage (©Alstom/DCNS)

3) Quels sont les principaux projets existants dans le domaine de l’éolien flottant ?

Quelques démonstrateurs ont été mis à l’eau :

  • le projet Hywind de Statoil en Norvège avec une éolienne Siemens de 2,2 MW  mise à l’eau en 2009 et connectée au réseau. Plusieurs systèmes de ce type pourraient être installés en Ecosse ;
  • le projet WindFloat au large du Portugal avec EDP et le bureau d’études Principle Power avec un gros flotteur et une éolienne de série. Les porteurs de ce projet ont des velléités de développement en Europe et aux États-Unis ;
  • deux éoliennes flottantes de 2 MW au large de Fukushima mises à l’eau par des consortiums japonais.

Je n’ai pas connaissance d’autres projets à l’eau aujourd’hui à l’échelle 1. L’éolienne Vertiwind à axe vertical  est actuellement testée à terre à Fos sur Mer et devrait être mise à l’eau avant 2020. Plusieurs éoliennes flottantes devraient être déployées autour de 2018 en Bretagne Sud dans le cadre du projet SEA REED (DCNS et ALSTOM). Des petites sociétés comme IDEOL (axe horizontal) ou EOLFI (axe vertical) développent également d’autres projets de flotteurs innovants avec des projets de démonstrateur en mer.

En France, on se trouve en phase préindustrielle : on peut envisager des éoliennes flottantes connectées au réseau électrique entre 2018 et 2020. L’AMI, qui est aujourd’hui prévu pour juin 2015 (d’un montant possible de 100 à 150 millions d’euros) est un événement très important car il permettra aux projets en cours de développement d’avoir un cadre d’accompagnement réglementaire et de disposer d’aides publiques.

4) Dans quelles zones le potentiel de l’éolien flottant est-il le plus prometteur ?

Le PTE (potentiel techniquement exploitable) de l’éolien flottant est estimé à 600 GW en Europe contre 250 GW pour l’éolien posé. Il est de 50 GW en France contre 15 GW pour l’éolien posé. Il y a donc un potentiel très intéressant.

Les meilleurs espaces pour l’éolien flottant en matière de ressource en vent et de bathymétrie (science de la mesure des profondeurs et du relief de l’océan) sont assez proches des sites de l’éolien posé mais on va aller plus au large ou plus au sud. Ils sont situés dans le nord-ouest de l’Europe et en Méditerranée, en particulier dans le golfe du Lion.

Avec ce golfe, le Languedoc-Roussillon a vraiment une carte à jouer sur l’éolien flottant. En France, il existe aussi un potentiel intéressant en Manche-Ouest, en Bretagne et à l’ouest du Pays de la Loire. Un zonage spécifique est en cours d’élaboration par les services de l’Etat pour déterminer les sites d’exploitation possibles via une sélection multicritères qui tient compte de la ressource en vent mais aussi notamment des usages existants  et des contraintes réglementaires et environnementales.