Hydroliennes mort-nées?

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Résumé

La filière hydrolienne rencontre des déboires successifs qui renforcent notre pessimisme à son égard :

• Alstom (GE) abandonne le développement de sa turbine Océade, et « plante » ainsi son client Engie dans son projet pour le Raz Blanchard.
• Les deux hydroliennes DCNS et exploitées par EDF au large de Bréhat ont dû être remontées pour une longue maintenance suite à des problèmes de corrosion.
• Il ne reste plus qu’une hydrolienne en fonctionnement, de 1 MW, immergées par Sabella dans le Fromveur en mer d’Iroise. Mais cette société annonce une production de 70 MWh depuis un an ! Ce chiffre insignifiant est soit faux, soit extrêmement mauvais, car il montrerait un facteur de charge inférieur à 1% (70 MWh / 8 670 MWh), alors que l’analyse des marées variables permet d’espérer plus de 30%.
• Les éléments économiques rapportés par Les Echos ne laissent pas espérer d’amélioration de compétitivité. Selon nous, pour la faire progresser, l’abondement reste préférable à la subvention directe.

Message

Dans son édition du 9 janvier 2017, le quotidien « Les Echos » nous informe par un article de Anne Veitz et Véronique Le Billon, des difficultés rencontrées par la filière hydrolienne de production électrique. Trois éléments nous paraissent particulièrement significatifs, dont un est pourtant présenté comme positif :

1 - Alstom, du Groupe General Electric, arrête le développement de la turbine Océade, d’une puissance nominale de 1,4 MW, dont 4 exemplaires devaient être implantés au Raz Blanchard (devant la pointe de La Hague au nord-ouest du Cotentin), un des plus forts courants du littoral français. Son client Engie, exploitant prévu, se retrouve ainsi sans fournisseur. Alstom a « jugé cette technologie trop amont en termes de maturité »,

2 – Les deux hydroliennes munies de turbines DCNS, immergées en 2016 au large de Bréhat par EDF, ont dues être rapatriées à terre pour maintenance suite à des problèmes de corrosion, probablement électrolytiques en raison de nuances d’inox inappropriées sur des boulons. Nous avions cité la corrosion comme un problème difficile dans notre message à ce sujet publié en novembre 2011.  Ceci aura aussi pour effet de retarder la mise en service des sept hydroliennes prévues par le consortium EDF-DCNS pour le raz Blanchard.

3 - La seule hydrolienne restant en activité est celle de Sabella, d’ne puissance nominale de 1 MW, immergées dans le passage du Fromveur, redouté des marins, entre Ouessant et Molène en mer d’Iroise. Le PDG de cette société semble satisfait d’annoncer que « Nous avons produit 70 MWh sur la période » de juin 2015 à juin 2016. Or une année équivaut à 8 670 heures. Selon ces chiffres, la puissance moyenne de l’hydrolienne est de 70 000 KWh / 8 670 h = 8 KW, soit un facteur de charge de 0,8% !

Rappelons que la puissance d’une hydrolienne est proportionnelle au carré de la vitesse du courant, laquelle est proportionnelle à la racine carrée de la dénivellation ; elle est donc proportionnelle à la dénivellation, tout comme une usine marémotrice, mais avec un déphasage retard de ¼ de période ou plus selon la topographie des lieux : ses maximums sont au-delà des mi-marées et non aux étales. Le caractère intermittent du courant et les variations mensuelles et semestrielles des marées laissent prévoir un facteur de charge théorique de 42% pour une hydrolienne dimensionnée pour les marées d’équinoxe, selon graphe ci-dessous qui donne en ordonnées les hauteurs d’eau conventionnelles par rapport au niveau moyen sur un trimestre, et ce, d’un équinoxe au solstice suivant sur les abscisses graduées en heures.

Ceci voudrait dire que la production a été 0,8% / 42% = 1,9% de la production maximum théorique. Ces chiffres sont donc soit très mauvais, soit faux : dans les deux cas, ils ne démontrent rien quant à la viabilité de la filière !

Dans le message déjà cité, nous constations le prix extravagant des investissements nécessaires, de la maintenance et donc de l’énergie produite. L’article de Echos rapporte que « dans la baie de Fundy, au Canada, la première hydrolienne connectée au réseau électrique livre à un prix de […] 380 €/MWh. ». On ne sait pas sur quelle base d’amortissements ce prix a été calculé, mais on sait que le prix de marché de gros de l’énergie électrique se situe normalement entre 30 et 60 €/MWh. Bien que prédictible, l’électricité éolienne reste une énergie fatale dont la survenance est aléatoire. Il nous semble peu probable qu’elle puisse se justifier économiquement à un horizon prévisible.

Le coût très élevé de l’investissement avec une durée de vie nécessairement limitée pose aussi le problème de la trace carbone de la fabrication et de l’installation de l’hydrolienne, et de son amortissement « carbone » sur sa durée de vie. Faute de chiffres, on ne peut que conjecturer qu’elle est bien pire qu’une centrale nucléaire, et qu’il n’est pas certain qu’elle soit meilleure qu’une centrale à gaz à cycle combiné.

A tout le moins, pour avoir une vision nette du sujet, l’Etat ne devrait subventionner directement ni les études, ni le développement, ni la production, mais plutôt abonder la facturation au prix de marché, de cette dernière par un coefficient à déterminer, comme nous l’avons déjà préconisé dans notre dernier message relatif à l’ensemble des énergies vertes. Un appel d’offres serait attribué au soumissionnaire proposant le coefficient d’abondement le plus bas. Ceci permet de prendre en compte la réalité des prix, et de transférer le risque du contribuable au soumissionnaire.

Halidade : Une éolienne offshore D 150 m - 6 MW

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Une merveille technologique

Dans le cadre du développement des énergies renouvelables, le gouvernement a décidé la création de cinq grands parcs éoliens en mer, dits "offshore": Dieppe (750 MW), Fécamp (500 MW), Courseulles (500 MW), St Brieuc (500 MW), St Nazaire (750 MW). L’appel d’offre national relatif à ces 5 parcs,  pour un coût total estimé à 10 milliards d’Euros, vient d'aboutir:

• Alstom associé à EDF remporte les parcs de Fécamp, Courseulles et Saint Nazaire, soit  1 750 MW
• Areva allié à l'espagnol Iberdrola rempporte le parc de Saint Brieuc, soit 500 MW
• Pour le parc du Tréport, l'appel d'offres est déclaré infructueux
• GDF-Suez associé à Siemens n'a donc rien obtenu.

Alstom est donc le grand vainqueur de cette compétition. Ce Groupe a annoncé fin mars 2012 avoir construit au Carnet, sur la rive sud de l’estuaire de la Loire, une éolienne baptisée « Halidade » présentée comme la plus puissante du monde avec un diamètre d’hélice de 150 mètres et une puissance nominale de 6 MW. Elle a aussi la particularité, quoiqu'installée à terre, d’être le prototype des éoliennes offshore destinées à être implantées dans ces parcs. Elle apporte des caractéristiques très innovantes qui sont sans doute à l'origine de son succès.

Sa destination maritime est visible sur les photos : le mât a une hauteur limitée à un rayon seulement (75 mètres), mais il est fixé sur un support en treillis tubulaire (« jacket » en bon franglais) ici limité à 25 mètres, mais qui devra, dans les applications offshore, avoir une hauteur égale à la profondeur de la mer aux plus hautes marées majorée de quelques mètres (vagues, sécurité, couche limite).

    

Ses caractéristiques, annoncées ou calculées par l’auteur, sont impressionnantes :

• hélice tripale de 150 m de diamètre
• section de la veine d’air balayée par l’hélice : 1,8 hectare !
• Energie primaire = énergie cinétique de la veine d’air = 20 000 KW
• puissance 6 000 KW (soit un rendement de 30% par rapport à l’énergie primaire gratuite)
• hauteur 175 mètres (soit un diamètre + le support)
• dans l’hypothèse plausible d’une vitesse de rotation à puissance nominale de 12 t/min, soit 1,2 rad/s, le couple de l’hélice atteint la valeur impressionnante de 5 000 000  mN, soit 500 tonnes à un mètre, chaque pale supportant à son encastrement (rotatif puisque le pas est variable) dans le moyeu, un moment de flexion à deux composantes (rotation et flexion) dont la résultante est du même ordre de grandeur, 500 Tm.
• Dans la même hypothèse de vitesse, la périphérie des pales se déplace à 94 m/s (340 km/h) et est soumise à une force d’inertie (souvent appelée à tort « centrifuge ») de 117 m/s², soit 12 « g ».

Leurs concepteurs sont en revanche avares d’informations techniques. La forme de la nacelle, radicalement différente de la forme habituelle allongée, est courte et de très grand diamètre. Ceci est à rapprocher de l’absence annoncée de « boîte de vitesses » (sic).

Ceci peut s’interpréter comme suit :

• Dans la quasi-totalité des éoliennes, dont la vitesse de rotation est très basse, l’arbre d’hélice entraîne un multiplicateur mécanique de vitesse à engrenages, (qui évidemment réduit le couple dans la même proportion, et conserve la puissance au rendement près) aboutissant à une vitesse de l’ordre de 2 à 3000 t/min (quoique variable) qui permet d’entraîner en sortie l’alternateur à une vitesse suffisante et donc à un couple suffisamment bas, puisqu’en matière de machines électriques, c’est, à peu de chose près, le couple qui fait le poids et le prix. Sans information des constructeurs, et pour un rapport des vitesses ultime de l’ordre de 3000 t/min / 15 t/min = 200, le multiplicateur est certainement du type planétaire à 3 étages. C’est sans doute ce que le communiqué de presse qualifie de « boîte de vitesses ».
• Ici, le diamètre très important visible sur la photo ci-dessus laisse prévoir un alternateur de grand diamètre. Il s'agit d'un alternateur à aimants permanent et entraînement direct développé par Converteam (General Electric). Leur site en montre une image (ci-dessous) qui permet d'en évaluer les dimensions à environ 7 mètres de diamètre par 2 mètres d'épaisseur, mais n'explique rien et laisse l'ingénieur sur sa faim: Quel circuit magnétique? Forme de l'entrefer? Combien de paires de pôles? Combien de phases?  Tension nominale?

• La présence d’aimants permanents est intéressante, mais ne pose pas de problème particulier dès l’instant où l’alternateur d'une éolienne, contrairement à ceux des lignes de production classiques, n’est pas couplé directement au réseau, mais passe par un convertisseur électronique AC/DC/AC qui permet d’ajuster tensions et fréquences.
• L'absence de multiplicateur de vitesse suppose que cet alternateur de 6 MW soit capable d'absorber le couple très élevé de l'hélice, soit 5 millions de mN. Par comparaison avec un alternateur conventionnel de 1650 MW tournant à  1500 t/min,  soit un couple de 10 millions de mN, l'alternateur ci-dessus est 270 fois moins puissant, mais pour un couple seulement moitié...   Etonnant, mais très intéressant : le multiplicateur de vitesse, qui est de façon évidente le point faible des éoliennes actuelles, soumis à maintenance et à usure, donc de durée de vie limitée, disparaît!
• En termes de coût, il reste à démonter que l'augmentation évidente du prix de l'alternateur est compensée par la suppression du réducteur. Nous pencherions plutôt pour un prix total nettement plus élevé, mais rendu acceptable par l'augmentation de l'espérance de vie de toute l'éolienne. 

Nous attendons avec impatience d’en savoir plus !

Mais est-ce un bon choix stratégique ?

Nous pouvons aisément faire parler d’autres chiffres.

• L'ensemble des parcs éoliens envisagés aurait donc une puissance installée de 3 GW pour un coût de 10 G€, soit à peu près la même puissance et le même prix que 2 tranches EPR (1,65 MW et 5 G€ chacun, coûts ultimes incus).
• Dans un cas comme dans l’autre, le prix de l’énergie primaire est nul (vent) ou négligeable (uranium).
• Peut-on en déduire qu’ils sont équivalents ? Surtout pas ! 

L’éolien souffre en effet de plusieurs handicaps majeurs :

• En offshore, les conditions de vent un peu plus favorable que celles de la terre permettent d’escompter une production moyenne sur l’année égale à environ 25% de la puissance installée (au lieu de 18% en moyenne terrestre française), alors que celle d’un réacteur thermique ou nucléaire n’est limitée que par la maintenance et peut dépasser 90%. Le coût d’investissement par MWh effectivement produit est donc quatre fois supérieur. C'est le facteur de coût prépondérant.
• Mais surtout, il faut se convaincre que le problème de la production d’énergie électrique n’est absolument pas de produire des MWh sur l’année, ce à quoi les parcs éoliens vont quelque peu contribuer, mais à produire des MWh à l’instant précis où on en a besoin, et nul ne peut prédire si à cet instant il y aura du vent !
• Il ne faut pas compter sur une valeur minimum de l’ensemble des 5 parcs, au motif parfois avancé que si l’un n’a pas de vent, l’autre en aura. En effet, leur localisation en Manche et dans le nord du Golfe de Gascogne les rend fortement dépendants des dépressions qui passent sur les Iles Britanniques. En cas de régime anticyclonique sur la moitié nord de la France, leur production sera extrêmement faible, voire nulle. Or les pointes de consommation résultent des froids extrêmes, qui coïncident très souvent avec des régimes anticycloniques d’hiver. Les champs d’éoliennes ne participeront donc que rarement aux pointes, et ne se substitueront ainsi à aucun autre moyen de production.  En d’autres termes ces champs d’éoliennes ne permettront de fermer ni des centrales thermiques émettrices de CO2, ni des centrales nucléaires si fortement contestées. Elles permettront seulement, avec un peu de chance, de les utiliser un peu moins, en distinguant deux cas :
• Si la demande est faible (cas le plus courant), le parc nucléaire suffit pour assurer la production. Celle des éoliennes viendra alors réduire très légèrement la consommation d’uranium, sans économie perceptible.
• Si la demande est élevée (cas minoritaire), alors la production éolienne se substituera à la production thermique, évitant la consommation de combustible fossile et l’émission correspondante de CO2. Parmi les méthodes permettant de réduire les émissions de CO2, celle-ci est sans aucun doute une des plus chères et des moins efficaces. Voir Négawatts.
• L’énergie éolienne est parfois qualifié de fatale (du latin « fatum » = destin), en ce sens que personne ne peut rien à sa survenance qui reste localement peu prédictible malgré les progrès des prévisions météorologiques. Et ceci a un grave inconvénient : comme la production doit être à chaque instant égale à la consommation, l’augmentation ou la baisse de production éolienne doit être instantanément compensée par une variation inverse d’un autre moyen de production. Or un réacteur nucléaire, qui a beaucoup d’inertie, peut plus ou moins anticiper des variations prévues et lentes, mais ne peut pas réagir à des variations rapides ou impromptues. La solution idéale pour y pallier est l’énergie hydraulique, mais celle-ci n’est pratiquement disponible que dans la moitié sud-est de la France, là où sont les montagnes, mais pas les parcs éoliens offshore. Il n’y aura donc pas de choix : seules les centrales thermiques, de préférence au gaz car plus souples, sont capables de se substituer aux éoliennes : il y a mieux pour réduire les émissions de CO2 ! Notons d’ailleurs qu’une centrale à gaz à cycle combiné (dernière technologie très sophistiquée assurant un rendement exceptionnel annoncé à 58%) a été inaugurée en 2011 à Montoir-de-Bretagne près de St Nazaire, et donc tout près du Carnet où est implantée l’Halidade prototype, et non loin du parc prévu au large de St Nazaire.
• L’offshore ouvre de vastes espaces, mais en contrepartie de coûts élevés :
• De construction : le coût de l’éolien offshore est, à puissance nominale égale, à peu près le double du terrestre. Le taux d’utilisation accru de 18% à 25% ne compense évidemment que très partiellement.
• De maintenance : fixer le mât sur un support de plusieurs dizaines de mètres de hauteur, lui-même sur un soubassement construit au fond de la mer dont l’eau salée est fortement corrosive, n’est pas neutre. Alors qu’une fourgonnette suffit en toutes circonstances à des visites de maintenance d’une éolienne terrestre, celles d‘une éolienne offshore nécessitera une barge ou un hélicoptère qui ne pourront intervenir que par beau temps. Les câbles sous-marins sont aussi de points de fragilité : corrosion, ancres, végétation, apparaux de pêche… Ils devront converger vers une sous-station à terre pour être connectés au réseau.
• De renouvellement : des mécaniques complexes, sujettes à usure, faisant intervenir des engrenages (sauf l'Halidade), le tout en brouillard salin, n’auront qu’une duré de vie relativement courte, certainement inférieures à celles des éoliennes terrestres, pourtant déjà limitée. Par comparaison, les centrales hydrauliques, thermiques ou nucléaires utilisent une turbine (à vapeur ou à eau) qui entraîne directement un alternateur, dans un milieu sec, propre et de maintenance aisée. Leur durée de vie atteint le demi-siècle, et même plus pour l’hydraulique, pratiquement illimitée. Il ne faut par rêver : Si une éolienne offshore atteint 10 à 15 ans au prix d’une lourde maintenance, ce sera déjà magnifique !
• Cet « offshore », malgré son nom, ne comportera que des zones maritimes très peu profondes, car la profondeur augmente le coût du soubassement, du support, de l’installation et du raccordement au réseau terrestre. Le choix des 5 parcs en résulte : toutes ces zones disposent de fonds qui n’excèdent pas 20 mètres. Elles sont malheureusement côtières, et non au grand large.

Conclusion

Ces parcs éoliens, munis de leurs merveilleuses et coûteuses machines permettront sans aucun doute :

• de faire plaisir aux militants écologistes qui n’ont pas tout compris,
• de contribuer à remplir les objectifs français de production d’énergie électrique renouvelable selon les critères du protocole de Kyoto et du Grenelle de l’environnement,
• de fournir de l’activité génératrice d’emplois aux entreprises impliquées dans leur construction, leur installation, leur exploitation et leur maintenance,

mais

• elles mécontenteront l’abonné qui verra que la dernière ligne baptisée « CSPE Contribution au Service Public de l’Electricité » continue à augmenter, ramenant les emplois ci-dessus au rang d’emplois indirectement aidés qui finalement plombent l'économie,
• elles ne permettront de  fermer aucune centrale nucléaire ou thermique
• elles ne réduiront les émissions de CO2 que de façon homéopathique,
• elles ne feront plaisir ni aux amoureux de paysages maritimes (un parc éolien sera visible par beau temps à 40 kilomètres), ni aux pêcheurs, ni aux plaisanciers, ni aux oiseaux marins hachés par les pales des hélices, mais ceci est de moindre importance.

Chacun jugera si ce maigre bilan justifie la décision de faire investir 10 G€ par des partenaires privés en contrepartie d’un prix de vente du MWh lourdement subventionné par la CSPE. Rappelons que la croissance, tant attendue, ne peut résulter que d’activités compétitives. Manifestement, la production d’énergie éolienne, si belle soit-elle au plan technique, ne l’est pas…