Mais qu’est devenue cette drôle d’éolienne qui trônait jusqu’à récemment sur le port de Fos-sur-Mer, et dont il ne reste presque plus rien ? Conçue par une startup française et promise à un avenir radieux, elle n’ira finalement jamais jusqu’à l’exploitation commerciale. Explications.

Il y a bientôt 10 ans, la startup Nenuphar faisait sensation avec son Twinfloat, un concept d’éolienne verticale à deux turbines censée conquérir le marché naissant de l’éolien offshore. Malgré ses nombreuses promesses, le concept finit par tomber dans l’oubli et la startup est placée en liquidation judiciaire en 2018.

Pourtant, tout avait bien commencé. Créée en 2006, la startup française met d’abord en service son premier prototype à Ferques, dans le Pas-de-Calais. Celui-ci, de taille et de puissance modeste (35 kW pour 6 mètres de haut) permettra de préparer le terrain pour la mise en œuvre d’un second prototype, cette fois-ci à Fos-sur-Mer (voir l’endroit). Beaucoup plus imposante, cette nouvelle éolienne, installée à terre en 2014, mesure 40 mètres de haut pour 50 mètres de diamètre et affiche une puissance de 600 kW. D’abord équipée de trois pales vrillées et inclinées, elle verra son design modifié et sera équipée de deux pales droites, avec un pitch réglable (orientation des pales). Cette nouvelle configuration est censée limiter les coûts de fabrication, et permettre la mise en « drapeau » de l’éolienne en cas de vents forts.

Le site d’essais à terre de l’éolienne Nenuphar à Fos-sur-Mer, en 2016, 2019 et 2023 / Images satellite Google Earth.

Le prototype séduit à tel point qu’EDF Énergies Nouvelles (l’ancêtre d’EDF Renouvelables) envisage de l’utiliser pour son projet Provence Grand Large (PGL). À l’époque, on parle de 13 éoliennes verticales d’une puissance de 2,6 MW chacune. Malheureusement pour Nenuphar, la phase de R&D se prolonge, à tel point que le prototype devient incompatible avec le planning de mise en service du projet PGL, à l’époque estimée à 2019.

Le prototype d’éolienne à axe vertical Vertiwind, aujourd’hui démonté / Image : Nenuphar.

Trop en avance sur son temps ?

Malgré une importante levée de fonds de 15 millions d’euros en 2014, Nenuphar subira à la fois le retard de la France dans le domaine de l’éolien offshore, ainsi que des désaccords avec des investisseurs qui entraîneront le gel des projets à partir de 2015. La situation de Nenuphar n’est pas sans rappeler celle de Sabella spécialiste français de l’hydrolien, qui a également été placée en liquidation judiciaire, en partie par faute de projets concrets.

Pourtant, si aucune éolienne verticale offshore n’est actuellement en service commercial, de nombreuses entreprises croient en leurs avantages potentiels comme un déploiement plus rapide, un rendement plus important et une maintenance plus aisée. Plusieurs projets semblent d’ailleurs se concrétiser. C’est le cas de la startup SeaTwirl, dont le concept ressemble fortement à l’éolienne de Nenuphar. Celle-ci vient de signer un partenariat avec la société Kontiki Winds pour la fourniture d’éoliennes de petite taille destinées à alimenter les sites hors réseau tels que les plateformes pétrolières offshore, les fermes piscicoles ou encore les usines de désalinisation. Grâce à ce design vertical, les éoliennes de SeaTwirl pourraient se montrer moins chères et plus résistantes aux conditions climatiques parfois extrêmes de la haute-mer. Dans la famille des éoliennes à axe vertical, on peut également citer la startup norvégienne World Wide Wind qui devrait prochainement mettre à l’eau un prototype de 19 mètres de haut.

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L’éolien offshore ne cesse de se développer. Partout, les projets se concrétisent. Le marché reste aujourd’hui dominé par la Chine.

L’éolien offshore ne cesse de se développer

L’année 2023 marque un tournant pour l’éolien offshore en Europe avec l’installation de 3,8 gigawatts (GW), un record jamais atteint auparavant. Cette performance s’inscrit dans un contexte de renforcement des capacités européennes visant à réduire la dépendance aux énergies fossiles. Pour faire simple, l’éolien offshore désigne les éoliennes implantées en mer, une technologie avantageuse en raison des vents plus forts et plus constants que sur les côtes. Parmi les pays leaders, les Pays-Bas se distinguent particulièrement avec 1,9 GW installés, surpassant le Royaume-Uni. Cette avancée démontre un engagement croissant envers cette énergie durable.

L’Europe conserve également son avance dans le secteur spécifique de l’éolien flottant, où elle a ajouté 37 mégawatts (MW) en 2023. À ce jour, elle détient 79 % de cette technologie spécialisée, qui permet d’installer des éoliennes en eaux profondes où les fondations fixes ne sont pas viables. Cette technologie représente une solution innovante pour exploiter les vents marins dans des zones jusqu’alors inaccessibles, consolidant ainsi la position de l’Europe comme un leader dans le domaine de l’innovation énergétique renouvelable.

La Chine domine toujours le marché global

Pendant ce temps, la Chine continue d’élargir son empreinte dans l’éolien offshore. Pékin ajoute 6,3 GW en 2023, ce qui représente plus de la moitié des nouvelles capacités mondiales installées. Cette expansion porte la capacité totale de la Chine à 38 GW. La-aussi, cela représente plus de la moitié des installations offshore à travers le monde. La stratégie chinoise reflète une ambition claire de dominer ce secteur de l’énergie renouvelable. Un marché d’avenir face au changement climatique.

Sur la scène mondiale, la capacité totale de l’éolien offshore atteint 75,2 GW à la fin de l’année 2023. De fait, il s’agit d’une technologie vue comme un pilier de la production d’énergie propre. Le rapport du Global Wind Energy Council souligne une augmentation de 24 % par rapport à 2022. Là aussi, une nouvelle preuve de l’accélération mondiale vers des alternatives énergétiques moins polluantes.

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Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Alors que les premiers parcs éoliens arrivent en fin de vie, la question de l’après se pose. Et de plus en plus, les ingénieurs envisagent de réexploiter les sites pour produire plus d’électricité avec moins d’éoliennes.

Dans l’histoire d’un parc éolien, il arrive immanquablement un moment où il faut envisager l’après. Trois options s’offrent alors : le changement de quelques pièces ou d’une ou deux éoliennes, le démantèlement pur et simple ou la nouvelle vie. Le « repowering », disent les experts. Une opération qui consiste à remplacer les vieilles générations d’éoliennes par de nouvelles. Et c’est ce que le parc éolien de Brazos, situé dans l’ouest du Texas, vient de vivre.

En 2003, ce ne sont pas moins de 160 éoliennes qui ont été mises en service sur ce site de quelque 40 kilomètres carrés. Des éoliennes de 1 MW destinées à alimenter environ 30 000 foyers. Mais 20 ans plus tard — c’est la durée de vie typique d’une telle installation —, Shell USA, l’exploitant du parc, a décidé d’y mener une opération de repowering. Il a remplacé les éoliennes vieillissantes par de nouvelles. Plus grandes et plus efficaces. Sur le site, désormais, il n’y a plus que 38 éoliennes Nordex de 5 MW chacune. Résultat, un parc qui a vu sa puissance monter à quelque 180 MW avec la capacité annoncée d’alimenter environ 67 000 foyers.

Des opérations de repowering en Europe

L’idée n’est pas nouvelle. Les ingénieurs savent en effet qu’en 20 ans, la puissance moyenne d’une éolienne est passée de 1 à 3 MW. Les capacités de production ont augmenté. Sur l’île de La Réunion, TotalEnergies a procédé au repowering du parc de Sainte-Suzanne. Les 37 éoliennes de 275 kW chacune ont été remplacées par seulement 9 éoliennes de 2,2 MW. De quoi presque doubler la puissance installée. Un projet semblable est prévu pour le parc de Sainte-Rose.

Plus largement, ENGIE, par exemple, le quatrième opérateur éolien en Europe, étudie actuellement l’opportunité pour une cinquantaine de ses parcs — sur 400 — sur notre continent. RWE, de son côté, travaille au repowering de trois parcs éoliens en Basse-Saxe et en Rhénanie du Nord-Westphalie (Allemagne) avec pour objectif de presque doubler la capacité installée pour passer de quelque 37 MW à un peu plus de 73 MW. Et surtout, de quasiment tripler la production de ces sites.

Moins d’éoliennes pour plus d’électricité, ça marche

Il y a quelques mois, le Berkeley Lab confirmait l’intérêt du repowering. Il pourrait permettre de diminuer le nombre d’éoliennes sur les parcs de 60 % tout en faisant grimper la capacité installée de plus de 10 % et la production annuelle d’électricité de quelque 60 %. Le tout, grâce à des modèles de turbines plus efficaces, des rotors plus grands capables de capter plus de vent.

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La crise se poursuit dans le secteur de l’éolien. Du côté de Cherbourg, dans l’usine de production de pales, les temps sont durs. Si les commandes ne manquent pas, incidents techniques et retards sur chantiers viennent altérer la cadence de production, engendrant du chômage partiel pour une bonne partie des effectifs.

Mais que se passe-t-il dans l’usine de fabrication de pales de Cherbourg ? Entre le parc de Dogger Bank et celui de Vineyard Wind, la manufacture de LM Wind Power, filiale du groupe GE Vernova, a du pain sur la planche. Pourtant, depuis le début du mois, la moitié des effectifs de l’usine, soit environ 650 personnes, est au chômage partiel. La cause ? Un incident technique survenu il y a plusieurs semaines a entraîné l’impossibilité d’utiliser l’un des deux moules destinés à la fabrication des pales de 107 mètres de long, destinées au parc de Dogger Bank, au Royaume-Uni. Et ce n’est pas tout : les retards accumulés sur le chantier du futur plus grand parc éolien au monde ont également des répercussions sur l’usine qui doit réduire la cadence.

Le parc éolien en mer Dogger Bank enchaîne les difficultés et les retards

Avec ses 280 éoliennes pour une puissance totale de 3,6 GW, le projet titanesque est considéré comme le plus grand parc éolien au monde en termes de taille. Mais, comme on l’avait évoqué il y a quelques mois, le chantier du parc enchaîne les difficultés. D’abord, les conditions météorologiques ont été particulièrement difficiles. De plus, une pénurie de navires transporteurs a empêché SSE Renewables d’installer les éoliennes de type GE Haliade-X et leurs 13 MW au rythme initialement prévu. Ces retards sont tels qu’ils ont des répercussions sur le site de Cherbourg, mais également sur l’usine de production des nacelles située à Montoir-de-Bretagne. Près de Saint-Nazaire, l’entreprise devrait, en effet, d’ici cet été, se séparer de 600 travailleurs issus de l’intérim et de la sous-traitance.

LM Wind Power, symbole d’une filière qui souffre

Outre ces incidents techniques, GE Vernova a annoncé vouloir réduire les effectifs de sa filiale LM Wind Power pour en faire une entreprise « plus petite, plus agile ». Au total, 1 000 postes seraient concernés à travers le monde pour un total d’environ 10 000 postes. En réalité, GE Vernova a indiqué qu’elle avait été touchée par l’inflation et les difficultés de la chaîne d’approvisionnement mondiale avec pour conséquence des volumes inférieurs aux attentes. À Cherbourg, difficile de savoir ce qu’il en est puisque certains parlent de moins de 10 postes tandis que d’autres ont indiqué environ 90 salariés concernés.

La situation de LM Wind Power témoigne parfaitement de la situation que rencontrent presque tous les acteurs de l’éolien. S’il n’y a jamais eu autant de projets de parcs éoliens offshore dans le monde, toute la filière fait face à une crise sans précédent, et les difficultés se multiplient depuis l’année dernière pour un bon nombre d’acteurs de l’éolien à travers le monde. De grands noms comme Vestas, Orsted ou Siemens Gamesa subissent subissent la hausse des tarifs liée à l’inflation, mais également des problèmes d’approvisionnement à l’échelle mondiale. Ces difficultés affectent l’ensemble du secteur, depuis le développement des projets, jusqu’aux chantiers en passant par les productions en usine. De son côté, Siemens Gamesa a, de surcroît, connu d’importants problèmes de fiabilité du matériel, ce qui a mis l’entreprise en grande difficulté.

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Le projet de parc éolien offshore à proximité de l’île d’Oléron, initié par le gouvernement en juillet 2022, en dépit de son potentiel pour la transition énergétique, rencontre une opposition ferme de la part d’acteurs locaux clés, mais fait également face à de nombreux défis techniques.

Une nouvelle mise en garde contre le projet de parc éolien offshore d’Oléron

Le maire de Saint-Pierre-d’Oléron, Christophe Sueur, et Allain Bougrain-Dubourg, président de la LPO, ont uni leurs forces dans une opposition farouche au projet éolien offshore. Leur communiqué commun dénonce un projet « dénaturant les îles d’Oléron et de Ré » et exprime un « profond désaccord » avec l’initiative du gouvernement. Leur critique ne se limite pas à un simple désaccord ; elle met en avant un risque « d’atteinte grave et irrémédiable à la biodiversité et aux fonds marins », pouvant même conduire au « déclin des oiseaux migrateurs ».

Cette alliance entre la protection environnementale et la préservation des intérêts locaux met en évidence un front d’opposition qui continue de s’organiser contre le projet de parc éolien offshore à proximité de l’île d’Oléron. Après deux recours gracieux, une motion défavorable votée par Saint-Pierre-d’Oléron et un pourvoi déposé au Conseil d’État (janvier 2023), la LPO envisage de poser une action en justice afin de faire annuler l’arrêté ministériel qui a acté le lancement du projet d’installation du parc éolien offshore d’Oléron.

Des défis techniques herculéens pour les candidats

Le défi technique du parc éolien offshore d’Oléron est sans précédent, avec une profondeur de 65 à 71 mètres, le plaçant comme le plus profond du monde. « On manque de données, d’où la nécessité d’avoir une action coordonnée de la recherche académique », soulignait dès juillet 2022 le géographe Francis Beaucire, pointant du doigt l’ampleur des incertitudes techniques et environnementales. L’équation économique du projet éolien offshore d’Oléron est également complexe. Les défis techniques entraînent des coûts de développement élevés, ce qui pourrait influencer le prix final de l’électricité produite. « Le contexte économique sur les matières premières et l’accès au financement feront que le prix de l’électricité à Oléron sera plus cher », estime Ken Ilacqua, de Q Energy. À noter par ailleurs qu’au vu de la distance qui sépare le parc du littoral, et de la profondeur des installations, il sera tout aussi complexe de trouver une logistique capable d’acheminer les matériaux et pièces pour la construction du parc éolien offshore.

Des prévisions qui ont de quoi poser de sérieuses questions sur la compétitivité que représente ce projet pour les candidats ayant répondu à l’appel d’offres. Actuellement, neuf sont en liste, parmi eux des consortiums français et internationaux tels que Éoliennes en mer Oléron Atlantique (EDF Renouvelables et Maple Power), et des acteurs mondiaux comme Ocean Winds et Iberdrola. Au vu de la complexité et des oppositions au projet, il n’est pas improbable que certains candidats décident de ne finalement pas déposer de dossier.

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La pollution des mers et des océans ne se limite pas aux déchets et substances chimiques qui y sont rejetés. Il y existe une autre forme de pollution, invisible, mais tout aussi dévastatrice : les nuisances sonores sous-marines. Les bruits émis par les activités humaines dans les milieux sous-marins représentent une agression sévère pour les espèces aquatiques, pouvant aller jusqu’à causer leur mort. Afin de limiter ces dégâts, une startup française propose une solution technologique qui serait efficace à plus de 90 %.

Loin d’être un milieu calme où règne le grand silence, le monde sous-marin est animé de bruits d’origines différentes. Alors que certains proviennent de sources naturelles (chants de baleine, vagues, houle…), d’autres sont issus des activités humaines. Ces bruits « artificiels » sont souvent extrêmement puissants. En effet, certains travaux maritimes peuvent générer des bruits allant jusqu’à 260 décibels (dB), bien au-delà du seuil de danger fixé à 90 dB pour l’oreille humaine, par exemple. La faune marine ne sort pas toujours indemne de ces opérations, qui se multiplient pourtant, notamment avec l’essor de l’éolien en mer.

Dans le but de réduire ces nuisances sonores dans les océans, l’entreprise nantaise Greenov a développé une solution baptisée SubSea Quieter (SSQ). Résultant de six ans de recherches et de développement, la technologie a été initialement conçue par Naval Group, un acteur majeur de l’industrie de défense maritime, dans le but de masquer le bruit des sous-marins dans un contexte militaire. Greenov l’a ensuite rachetée et adaptée pour un usage industriel, pour minimiser l’impact environnemental des travaux maritimes sur la vie sous-marine.

Une membrane acoustique pour limiter la propagation des bruits

Le SSQ est une membrane acoustique au sein de laquelle une couche d’air peut être introduite. Le gonflage du système peut être piloté à distance. L’insertion d’air dans cette membrane, lorsqu’elle est immergée, altère la propagation du son en raison de la différence des propriétés acoustiques entre l’air et l’eau. Ce phénomène crée un environnement moins propice à la transmission des ondes sonores.

Le principe de fonctionnement de la technologie s’appuie sur divers mécanismes physiques. L’un d’eux est la capacité de la membrane à se déformer sous l’impact du bruit, ce qui lui permet d’absorber une part de l’énergie sonore émise. De plus, cette technologie se distingue par sa structure composée de près de vingt mille fils par mètre carré, créant une structure qui contribue à la réduction des bruits. D’après Greenov, le SSQ parviendrait à neutraliser jusqu’à 99,9 % du bruit pour les fréquences au-dessus de 1 kilohertz. Pour les basses fréquences, celles qui se propagent sur de longues distances sous l’eau, le système assurerait une réduction du bruit d’environ 94 %.

Deux versions différentes

L’entreprise Greenov a déployé deux variantes de son système, chacune répondant à des besoins spécifiques. La première, nommée « SubSea Quieter Blue Shield », est conçue comme un rideau sous-marin et est particulièrement adaptée aux opérations réalisées dans les zones portuaires. Ce dispositif a été testé en conditions réelles dans le bassin de La-Seyne-sur-Mer, dans le département du Var, durant l’automne dernier.

La seconde variante, le « SubSea Quieter Pile Driving », a récemment fait l’objet d’un test à Saint-Nazaire. Conçue pour prendre la forme d’un cylindre une fois déployée, elle sert à encercler un pieu pendant le processus de battage, confinant ainsi le bruit émis durant l’opération. Les résultats des tests sont prévus pour être présentés au salon Seanergy, un événement dédié aux énergies marines, qui se tiendra à Nantes en juin.

Vers une version plus adaptée aux éoliennes ?

Le système testé à Saint-Nazaire n’est encore qu’un prototype convenant aux pieux de 2,5 mètres de diamètre. Cependant, Greenov travaille sur une version beaucoup plus grande, qui répond mieux aux besoins spécifiques de l’industrie éolienne en mer. Celle-ci est destinée à être utilisée sur des fondations monopieux ayant jusqu’à 12 mètres de diamètre et plus de 60 mètres de hauteur. Avec l’augmentation du nombre de projets de construction de parcs éoliens en mer, la demande pour des solutions efficaces et écologiques pour installer ces structures sans nuire à la vie marine est en hausse. Ce nouveau modèle encore en phase de développement sera testé à La-Seyne-sur-Mer. À terme, le système SSQ Pile Driving sera commercialisé au prix de 5 millions d’euros.

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En 2023, un tournant majeur a été franchi dans le secteur énergétique français : pour la première fois, les énergies renouvelables ont fourni plus de 30% de l’électricité consommée dans l’Hexagone.

La part croissante des énergies renouvelables en France

Le dynamisme des énergies renouvelables en France s’inscrit dans une trajectoire ascendante, avec une augmentation de la production renouvelable de 23 % par rapport à 2022, atteignant ainsi 30 % de la consommation d’électricité en 2023, comme le révèle le panorama de 2023. Dans le détail, l’hydraulique représentait ainsi 12,5 % de la consommation d’électricité française, l’éolien terrestre 11,1 %, l’éolien offshore 0,4 %, le solaire 4,9 % et enfin les bioénergies électriques 1,9 %.

La dynamique de développement des énergies renouvelables en France présente néanmoins un paysage contrasté d’une région à l’autre, du fait des spécificités météorologiques de ces dernières. Les Hauts-de-France se sont par exemple affirmés comme le principal territoire de l’éolien terrestre, tandis que c’est le photovoltaïque qui domine en Nouvelle-Aquitaine.

Un mix énergétique moins équilibré en France mais plus performant

Les énergies renouvelables représentaient plus de 50 % de la production d’électricité en Allemagne et en Espagne, et elles dépassaient les 60 % au Portugal en 2023. Si l’on compare la France avec ces pays, l’Hexagone affiche un certain retard dans son mix énergétique puisque le nucléaire continue d’assurer près des deux tiers de sa production totale d’électricité, soit 320 térawatts/heure.

Cependant, et contrairement à ses pays voisins, c’est grâce à sa capacité de production d’électricité d’origine nucléaire, et non pas grâce aux énergies renouvelables, que la France est en mesure d’assurer sa souveraineté énergétique. En effet, l’Hexagone a battu à deux reprises ses records d’exportation d’électricité, en décembre 2023 et en janvier 2024, avec l’Allemagne, l’Espagne et l’Italie figurant parmi les principaux pays bénéficiaires de ces exportations.

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Le 26 mars 2024 est un grand jour pour le parc éolien en mer de Fécamp : toutes ses éoliennes sont désormais installées. Il rejoint ainsi les parcs de Saint-Nazaire, Saint-Brieuc et Provence Grand Large au rang des fermes éoliennes en mer françaises entièrement achevées. Une bonne nouvelle pour la filière qui voit son développement s’accélérer

Le parc éolien en mer de Saint-Nazaire n’est plus la seule ferme éolienne en mer en France. Depuis sa mise en service complète fin 2022, il a été rejoint par celui de Saint-Brieuc en décembre 2023, puis par la petite ferme pilote Provence Grand Large. C’est désormais au tour du parc de Fécamp de suivre le mouvement. Ce dernier est situé entre 13 et 24 km des côtes normandes.

Fort de ses 71 éoliennes totalisant 500 mégawatts (MW) de puissance installée, il doit produire à terme l’équivalent de la consommation électrique de 770 000 habitants. L’installation de la première éolienne a eu lieu en juillet 2023. Au 15 janvier 2024, la moitié des éoliennes était posée. La 71ᵉ et dernière turbine vient d’être installée, comme l’a annoncé fièrement le site officiel du parc sur X (ex-Twitter) le 26 mars 2024. La mise en service officielle du site va donc pouvoir avoir lieu selon le calendrier prévu.

Des éoliennes en mer installées sur des fondations gravitaires

Débutée en 2020, la construction s’étale sur un secteur maritime de 60 km². La particularité du parc réside dans le type de fondation de ses éoliennes. En effet, il s’agit ici de fondations gravitaires, qui sont peu répandues, car plus onéreuses que les autres. Grâce à leur poids élevé, ces mastodontes de béton n’ont pas besoin d’être fixés dans le fond marin. Elles pèsent en effet près de 5 000 tonnes chacune, pour 31 mètres de diamètre à leur base et une hauteur comprise entre 48 et 54 mètres.

À l’inverse, le parc Saint-Brieuc utilise des fondations de type jacket qui sont équipées d’une tourelle métallique alors que celui de Saint-Nazaire emploie des socles « monopieu » qui consistent en des pylônes enfoncés dans le plancher marin.

La filière française de l’éolien en mer poursuit ainsi son développement. Rappelons que les pouvoirs publics ont fixé un objectif de 50 parcs en service pour 2050, représentant 40 GW installés avec l’attribution de 2 GW par an à partir de 2025. D’autres pacs éoliens en mer sont actuellement en construction à Courseulles-sur-Mer, Dieppe, sur les îles d’Yeu et de Noirmoutier, ainsi que sur la façade méditerranéenne. D’autres sont en projet sur l’ensemble des côtes françaises, à l’exception de la pointe Bretonne, de l’extrême sud-ouest et de la Côte d’Azur.

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Bien connu des spécialistes de l’éolien, mais encore mal compris, le wake effect (ou effet de sillage en français) pose de plus en plus de problèmes, à mesure que les parcs se multiplient. C’est pourquoi, de nombreuses équipes de recherche travaillent actuellement sur le sujet pour tenter de mieux le prédire et limiter les pertes de rendement des parcs qui y sont associées. 

À l’image d’un avion qui transperce l’air, une éolienne perturbe le flux d’air qui la traverse et crée une zone de turbulence dans laquelle le vent ralentit. À l’échelle d’un parc éolien, ce phénomène, appelé wake effect ou effet de sillage en français, peut engendrer une baisse d’efficacité énergétique des éoliennes situées en aval, et même générer des contraintes sur la structure des éoliennes. Mais au-delà de cette baisse de production locale, l’effet de sillage peut avoir des répercussions sur de grandes distances. Selon des études préliminaires menées par l’énergéticien allemand RWE, cet effet pourrait même se ressentir sur près de 200 km.

Ainsi, il pourrait poser de plus en plus de problèmes à mesure que la densité de parcs éoliens offshore augmente dans certaines zones du globe, à l’image de la mer du Nord. Là-bas, le gouvernement norvégien planifie l’installation du parc Sørlige Nordsjø II… à seulement 22 km du parc danois Nordsren III. Dans cette configuration, les deux parcs pourraient se faire de l’ombre en fonction de la direction du vent, entraînant alors une baisse de productivité. Pour l’heure, l’absence de connaissances précises et de réglementation sur le sujet laisse les différents acteurs des projets dans le flou.

L’effet de sillage, un phénomène de plus en plus étudié

Pour éviter ce type de situation tout en améliorant les performances des parcs, de nombreux projets de recherche tentent de mieux comprendre ce phénomène grâce à des relevés in situ ainsi que le développement de modèles de calcul. Ces projets de recherches universitaires sont extrêmement nombreux du côté des pays entourant la mer du Nord, comme l’University of Bergen (UiB) mais aussi l’institut allemand Fraunhofer, aidés par des subventions gouvernementales et l’appui de grands acteurs du secteur de l’éolien. C’est notamment le cas de RWE qui a pris part à plusieurs projets comme X-Wakes, C2-Wakes ou encore OWA GloBE.

De l’autre côté du globe, ce phénomène est également étudié par l’université Takanori Uchida de Kyushu, qui s’est associée pour l’occasion à Toshiba Energy Systems Corporation et Hitachi Zosen Corporation. Ce projet a pour objectif de mieux comprendre les effets de sillage, et de trouver les designs et les méthodes d’implantation les plus adaptées au contexte géographique du Japon.

Des solutions émergent pour réduire l’effet de sillage

Pour lutter contre ce phénomène, plusieurs solutions émergent. D’un point de vue général, l’implantation des différents parcs éoliens nécessite une étroite collaboration internationale pour éviter qu’un parc éolien ne provoque une perte de rendement sur un autre parc. Ensuite, les scientifiques cherchent à déterminer quelle est la meilleure implantation des éoliennes pour limiter au maximum ce phénomène. Le modèle d’implantation a notamment fait l’objet de recherches dans le parc éolien de Horns Rev.

Mais les solutions peuvent aussi être matérielles. Siemens Gamesa a, par exemple, mis au point une solution appelée Wake Adapt. Celle-ci consiste à modifier légèrement l’orientation des turbines lorsque le vent souffle dans l’alignement des éoliennes. Grâce à cette subtile modification d’orientation, l’effet de sillage est déporté sans pour autant entraîner d’effort trop important sur la structure de l’éolienne. Ce système a également l’avantage de pouvoir être adaptable dans certains parcs existants et permet, selon le fabricant, de réduire les pertes liées au phénomène.

Enfin, des réflexions sont en cours sur le type d’éolienne à utiliser. Aujourd’hui, les turbines à trois pales montées sur des mâts sont les modèles les plus courants. Mais certains cherchent à envisager la possibilité d’utiliser des rotors inclinés qui pourraient permettre de réduire l’effet de sillage. C’est pour cela qu’a été mis en place le projet POWER, qui vise à mettre en place 10 éoliennes Touchwind afin de voir s’il est possible, grâce à ce design, d’améliorer la production d’électricité par kilomètre carré tout en limitant l’effet de sillage.

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Rien pour l’éolien, tout pour le solaire. Le président de la région Auvergne Rhône-Alpes a décidé que le fonds d’investissement OSER, auquel il ajoute 12 millions d’euros, ne financerait plus aucun projet éolien.

Au détour de l’annonce de l’investissement de 12 millions d’euros supplémentaires dans le fond OSER (un fond régional dédié au développement des énergies renouvelables actuellement doté de 20 millions d’euros), Laurent Wauquiez en a profité pour opérer un virage à 180 degrés : aucun nouveau projet éolien ne sera financé par la région AURA. « C’est un contresens écologique dans une région comme la nôtre qui est une région de montagne, avec un impact sur les paysages et la biodiversité. Sans compter l’artificialisation des sols par les cuves en béton qu’elles induisent. » (sic). Il n’y aura « pas de démontage des installations existantes » et la région continuera à soutenir « toutes les actions en justice pour bloquer l’installation d’éolien », a annoncé le président de région.

« Je ne veux pas d’éolien »

Ce vendredi 8 mars marque un tournant : tout pour le solaire, rien pour l’éolien. Ce choix est d’autant plus surprenant qu’il intervient après plusieurs années durant lesquelles il a financé 4 parcs éoliens. « Je ne veux pas d’éolien », prononcé lors de la présentation, aurait pu être transformé en « je ne veux plus d’éolien. » Parmi les précédentes participations du partenariat public-privé OSER, un investissement en fond propres à hauteur de 9 % pour un investissement de 60 millions d’euros. Le parc développé par la compagnie éolienne du pays de romans (Drôme) totalise 40 MW éolien et est exploité depuis 2018. Un projet « exemplaire » qui semble n’avoir plus la cote à la région AURA…

La communauté de communes de Val de Drôme a fait les frais de ce retournement de veste. Alors que les élus devaient voter l’investissement de 24 à 28 millions d’euros dans un parc éolien de 17 mégawatts-crête (MW_c), Médiacités révèle leur stupéfaction lorsqu’ils découvrent le jour-même le retrait d’OSER, financeur à 40 %.

Tout pour les autres énergies renouvelables

Chez Laurent Wauquiez, les panneaux solaires brillent. L’année 2022 illustre cette dynamique : quand l’éolien a gagné 11 MW (+ 1,6 %), le solaire a connu une franche accélération (+ 338 MW soit + 23 %). L’objectif est d’installer d’ici à 2030 une capacité de 6,5 gigawatts-crête (GWc) et 13 GWc d’ici 2050. Preuve de ses arguments en faveur du solaire, reléguant l’éolien dans son ombre, « l’écologie doit s’articuler avec le beau et j’ai du mal à penser que le développement durable doit nous condamner à dégrader les paysages. »

Et au vice-président en charge de l’écologie positive, Thierry Kovacs, en opposition à « l’écologie punitive », de détailler la stratégie : « nous ne voulons pas une écologie d’interdiction, mais d’innovation » à savoir la solarisation de « 300 lycées et 600 000 logements sociaux. » Tout semble nouveau et politiquement raisonné.  Mais est-ce bien raisonnable de faire ce choix à la lecture des Futurs énergétiques de RTE ? « Dans toutes les configurations, il faudra développer largement les renouvelables et notamment l’éolien, une technologie mature et au coût de revient faible », rappelle le gestionnaire du réseau électrique national.

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Alors que des parcs éoliens fleurissent un peu partout dans le monde, un État fédéral, peuplé d’irréductibles américains, résiste encore et toujours à l’énergie éolienne. La Floride s’apprête à passer un texte de loi visant à interdire l’implantation de parc dans ses eaux territoriales, tout en facilitant, à l’inverse, le développement de gazoducs.  

Si vous avez la chance d’aller vous balader en Floride, vous constaterez une différence de taille par rapport aux autres États américains et même à nos campagnes : il n’y a pas une seule éolienne terrestre ni marine. Le Sunshine State (l’État ensoleillé) n’a aucune turbine pour une raison simple : il n’y a pas assez de vent. Et quand il y en a, il y en a trop, puisque la Floride est sur la route de nombreux ouragans.

Cependant, même si l’énergie éolienne n’y est pas rentable, le président de la Chambre de l’État veut s’assurer que cela reste ainsi et vient de présenter un projet de loi visant à interdire les éoliennes offshore à moins de 3 milles nautiques (5,5 km) des côtes atlantiques, et à moins de 9 milles nautiques (16,7 km) des côtes du golfe du Mexique. Selon les promoteurs de cette loi, interdire les parcs éoliens offshore permet avant tout de protéger la vue de l’océan depuis les plages de Floride. Le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, a indiqué préférer l’arrêt de l’énergie éolienne en Floride le temps de s’assurer que celle-ci ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

Même si l’énergie éolienne n’est pas intéressante en Floride, le président de la Chambre fédérale veut s’assurer que cela reste ainsi et vient donc de présenter le projet de loi 1645 visant à protéger les plages floridiennes d’éventuelles éoliennes. Selon les promoteurs de ce projet de loi, ce dernier a pour objectif de protéger la vue des plages d’éventuelles vues sur des parcs éoliens. Mais ce n’est pas tout, le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, préfère arrêter l’énergie éolienne le temps de s’assurer qu’elle ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

La Floride, un État volontairement en retard sur les énergies renouvelables ?

Si c’est principalement le vent qui a eu raison du développement éolien en Floride, ce texte de loi témoigne du retard qu’accumule l’État au sujet de la transition énergétique. S’il se positionne comme le troisième État américain en puissance solaire installée, il possède tout de même un mix électrique largement dominé par le gaz naturel (74 %), suivi du nucléaire avec 12 % de production d’électricité.

Outre l’interdiction d’éolien offshore, le projet de loi vise, de manière plus générale, à modifier le cœur de ce projet de loi au sujet de l’énergie pour qu’il ne soit plus tourné vers la transition énergétique, mais vers l’accessibilité aux habitants et aux entreprises. Dans ce contexte, le terme « changement climatique », qui revenait plusieurs fois dans le texte, a complètement disparu. À titre d’exemple, la phrase « Lignes directrices en matière d’énergie pour des entreprises publiques respectueuses du climat.—Le corps législatif reconnaît l’importance du leadership du gouvernement de l’État dans le domaine de l’efficacité énergétique et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre des opérations gouvernementales de l’État », devient simplement : « Lignes directes en matière d’énergie pour les entreprises publiques ».

Pour finir, ce projet de loi vise à assouplir la réglementation sur la mise en œuvre des gazoducs, une mesure qui semble à contre-courant face aux objectifs mondiaux de transition énergétique.

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Le syndicat des énergies renouvelables (SER) a présenté 4 scénarios envisageables pour le futur de l’éolien en mer. Et selon le modèle « équilibré », 7 nouveaux sites seraient propices au développement de nouveaux projets au large de la Normandie.

Pour atteindre ses objectifs climatiques, la France mise notamment sur l’éolien en mer. Le but est de mettre en service 50 gigawatts (GW) d’ici 2050 pour la filière, selon le gouvernement. Sous l’égide par la Commission nationale du débat public (CNDP), une consultation publique se déroule actuellement depuis le 20 novembre 2023, jusqu’au 26 avril 2024, au sujet de la planification maritime, qui comprend l’éolien en mer.

Afin d’alimenter le débat sur le sujet, France Renouvelables et le SER publient ensemble 4 scénarios proposant les zones possibles pour de futurs parcs éoliens en mer.  Les trois premiers scénarios considèrent un seul enjeu pour établir les zones potentielles des futurs parcs : soit la « minimisation des coûts pour la collectivité », soit l’hypothèse de parcs situés « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », soit un scénario « très loin des côtes ». Ces scénarios visent à de montrer qu’en étudiant un seul enjeu, les conséquences deviennent importantes sur d’autres enjeux. La publication termine donc sur un scénario équilibré qui fait un mix entre les différents intérêts.

Le difficile choix des critères pour implanter un parc éolien en mer

Dans le détail, le premier scénario minimise les coûts pour la collectivité. Les zones privilégiées sont alors celles proches des côtes, ce qui nuit à l’enjeu du troisième scénario. Pour le secteur Manche est/mer du Nord, situé au large de la Normandie, ce scénario entraîne également des soucis d’interaction avec les co-usagers de la mer (pêcheurs, touristes). La forte concentration de parcs sur cette zone (11) représenterait aussi une nuisance pour la biodiversité.

En prenant le scénario « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », les sites Natura 2000 et les parcs naturels marins sont exclus des sites envisageables pour de futurs projets. Selon la publication, cela conduirait à concentrer les parcs loin des côtes pour éviter les zones d’exclusion réglementaire et les servitudes militaires. Les parcs seraient alors concentrés sur la façade Nord-Atlantique/Manche ouest et sud-atlantique, c’est-à-dire tout au long des côtes situées en bordure de l’Océan Atlantique. Dans cette hypothèse, aucun parc ne serait implanté en mer Méditerranée, qui est classée en zone Natura 2000. Ce déséquilibre entre les façades méditerranéennes et atlantiques induit des effets négatifs sur l’environnement marin côté atlantique ainsi que des retombées économiques inégales entre les territoires.

Enfin, si l’on prend le scénario « très loin des côtes », il envisage l’implantation de parcs à 37 km environ du littoral, permettant de ne pas gêner les autres utilisateurs de l’espace marin ni de porter atteinte au paysage. Cela impliquerait de miser à 80 % sur l’éolien flottant, qualifié de « pari technologique » par les auteurs du texte. Cette hypothèse conduirait à une hausse des coûts liée notamment aux difficultés de raccordement de l’éolien flottant. Il serait également plus difficile d’atteindre les objectifs en matière de capacité installée en raison de la moindre maturité de la filière de l’éolien flottant. Enfin, ce scénario induirait encore un déséquilibre entre les façades maritimes puisque le côté méditerranéen exclut tout parc éolien lointain, en raison de la présence de canyons sous-marins loin du littoral.

Un scénario « Équilibre » pour rallier les différents intérêts

On le voit, le fait de tout miser sur un seul des trois enjeux conduit à des solutions déséquilibrées qui n’apparaissent pas favorables au bon développement de la filière. C’est pourquoi les auteurs proposent un dernier scénario, dit « équilibre », qui reprend des éléments de chacune des trois hypothèses précédentes.

Dans ce scénario équilibre, sont privilégiées les zones qui présentent le meilleur potentiel éolien, en essayant d’éloigner les parcs au-delà de 37 km des côtes, pour éviter les désagréments visuels. L’éolien posé est priorisé à court terme et l’éolien flottant sera privilégié dans un second temps, lorsque la technologie sera plus avancée. En outre, un équilibre est trouvé entre les différentes façades maritimes, en évitant autant que possible les zones protégées et les zones de pêche.

Une densification déjà critiquée des projets éoliens dans la Manche

Avec ce scénario, sur la zone Manche est/mer du Nord qui est celle située au large de la Normandie, 7 nouveaux parcs pourraient être installés, en plus des 4 déjà attribués (Centre Manche, Courseulles-sur-Mer, Fécamp, et Le Tréport) et d’un cinquième en cours d’attribution (Centre Manche 2). Les nouveaux projets seraient situés à une trentaine de km du littoral, le plus proche étant à 27 km.

Voici la carte des nouveaux parcs éoliens proposés pour la zone :

La carte des zones de développement de l’éolien en mer en Normandie / SER.

Détail des zones et des distances entre le littoral et les parcs envisagés / SER.

La façade Manche est/mer du Nord réunirait une capacité installée supérieure à 16 gigawatts (GW) avec cette configuration, soit un niveau supérieur aux objectifs 2050 fixés entre 12 et 15,5 GW à cet endroit. Ces propositions suscitent la colère des pêcheurs du secteur, déjà opposés aux premiers parcs attribués. En effet, la Manche présente la particularité d’être une mer de taille réduite, et les pêcheurs estiment que l’éolien met une pression trop importante sur la zone en faisant fuir les poissons. Ils considèrent que l’éolien met en péril leur activité. Si ces projets devaient se concrétiser, il faudrait donc convaincre et rassurer les professionnels de la pêche du secteur.

Quels nouveaux parcs éoliens en mer prévus en Atlantique et en Méditerranée ?

Par ailleurs, la façade nord Atlantique/Manche ouest compte déjà trois parcs attribués (Saint-Brieuc, Saint-Nazaire et Yeu-Noirmoutier) et un en cours d’attribution (Bretagne sud). Elle pourrait compter 8 nouveaux parcs éoliens, dont un seul qui serait posé au large de la Bretagne et des Pays de la Loire, afin de minimiser la gêne visuelle. Sur la zone sud-atlantique, en plus des 2 parcs déjà attribués (Oléron 1 et 2), 4 nouveaux parcs pourraient également être installés, là encore à plus de 37 km du littoral. Enfin, 5 parcs éoliens en mer sont proposés sur la façade méditerranéenne à une vingtaine de km des côtes, en complément des 4 parcs déjà attribués.

Ce scénario équilibre a toutefois vocation à être amélioré dans les semaines à venir, grâce aux propositions des participants au débat public. Il permettra d’élaborer une nouvelle version qui s’appellera « Équilibre 2 ».

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L’électricité française est parmi les plus décarbonées d’Europe. Mais il n’empêche que les objectifs fixés pour 2020 en matière d’énergies renouvelables n’ont pas été atteints. La menace de sanctions plâne sur notre pays.

En 2009, tous les pays de l’Union européenne ont pris des engagements en matière de déploiement des énergies renouvelables. La France visait les 23 % d’énergie « verte » dans sa consommation finale brute en 2020. Nous n’y étions pas. La Cour des comptes européenne donne le chiffre de 19,1 %. Pire, peut-être, aux yeux de l’Europe, depuis 2020, la France a beaucoup tardé à présenter des plans pour combler le retard. Elle n’a pas non plus utilisé de flexibilités pour se racheter une conduite.

Des objectifs d’énergies renouvelables non atteints et pas de flexibilités

Des flexibilités ? C’est ainsi que les experts appellent les mécanismes qui permettent aux États membres de compenser leur écart avec l’objectif fixé. Par exemple, en achetant des « mégawatts statiques » à ceux qui disposent de productions renouvelables excédentaires. Le Luxembourg, la Slovénie, l’Irlande, les Pays-Bas et la Belgique l’ont fait. La France, elle, a évoqué l’idée d’acheter 500 millions d’euros de tels mégawatts statiques. Sans aller plus loin. Elle a même confirmé dernièrement préférer allouer l’enveloppe au développement de nouvelles capacités renouvelables. Selon une « Stratégie française pour l’énergie et le climat » dans laquelle solaire et éolien en mer, notamment, tiennent une place de choix.

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Pour l’Europe, toutefois, la France reste en infraction. Une amende pour son retard sur les énergies renouvelables pourrait finir par lui être infligée. Il n’y aurait toujours pas de procédure en cours. Mais il n’existe pas non plus de délai légal en la matière. Et il y a quelques mois, la Cour des comptes évoquait un montant de 960 millions d’euros. Pour la seule année 2020 ! On comprend pourquoi Paris tient à poursuivre les discussions avec Bruxelles. La loi d’accélération des énergies renouvelables jouera peut-être en notre faveur. Tout comme notre mix électrique, déjà l’un des plus décarbonés d’Europe.

La France mise sur la décarbonation, l’Europe maintient le cap sur les renouvelables

À l’issue d’une réunion du conseil des ministres de l’Union européenne, ce lundi 4 mars, Bruno Le Maire, notre ministre de l’Économie, se montrait confiant. « Nous voulons d’une Europe qui fixe des objectifs climatiques clairs, en visant la neutralité carbone. La France devrait pouvoir choisir souverainement son mix énergétique », a-t-il déclaré. Comme un clin d’œil à la victoire obtenue récemment d’inscrire le nucléaire parmi les technologies stratégiques pour la décarbonation. Et à sa volonté de miser sur des énergies décarbonées — qui incluent donc le nucléaire — plus encore que sur les seules énergies renouvelables.

La commissaire européenne à l’Énergie, Kadri Simson, rappelle tout de même que « la Commission ne peut pas ignorer » que la France a manqué son objectif renouvelable. En février dernier, elle avait d’ailleurs demandé à notre pays de rehausser ses ambitions en la matière pour 2030. Les États membres doivent soumettre, en juin prochain, leur participation à l’objectif européen d’atteindre alors les 42,5 % d’énergies renouvelables. Pour Kadri Simson, la France devrait « proposer au moins une part de 44 %. Une hausse considérable de son ambition ».

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Le méthanol est perçu comme étant une alternative plus écologique que l’essence et au diesel. Déjà adopté par certains constructeurs automobiles, il suscite désormais de l’intérêt dans le secteur maritime. En effet, en Norvège, un projet est en cours pour lancer le premier navire de soutien à la construction (CSV) propulsé au méthanol, un paquebot qui sera en service d’ici 2026.

Qu’il s’agisse d’installation de pipelines, de construction de structures sous-marines, ou d’installation d’éoliennes en mer, tous les projets offshore requièrent l’emploi de navires spécialisés, connus sous le nom de navires de soutien à la construction (ou CSV pour « Construction support vessel »). Ces bateaux sont spécialement équipés pour assister les projets de construction en mer. Avec l’accélération de la transition énergétique, le nombre de parcs éoliens en mer dans le monde est prévu d’augmenter, ce qui offre une opportunité de marché pour les CSV.

Dans ce contexte, deux armateurs norvégiens, Eidesvik Offshore et Agalas, ont collaboré pour lancer un projet ambitieux : la construction d’un CSV dédié principalement au soutien de l’installation d’éoliennes en mer et travaux sous-marins. Ce paquebot se distinguera par une caractéristique importante : il sera propulsé au méthanol, une première mondiale pour un navire de ce type.

Un navire plus respectueux de l’environnement ?

Mesurant 99,9 mètres de longueur pour une largeur de 21 mètres, ce navire sera doté de groupes électrogènes à bicombustibles, capables d’utiliser du MGO (Marine Gas Oil) ainsi que du méthanol. Il intégrera également un système de batteries pour le stockage de l’énergie, disposera d’une grue de 150 tonnes et pourra accueillir jusqu’à 100 membres d’équipage. Sa construction est prévue dans un chantier naval situé en Turquie, avec une livraison attendue pour 2026. Dès sa mise à l’eau, le navire sera exploité par Reach Subsea, un acteur du secteur marin, dans le cadre d’un contrat d’au moins trois ans.

Dans son annonce, Eidesvik revendique être en train de concevoir « le navire le plus écologique du monde ». Le méthanol est en effet reconnu pour ses faibles émissions de particules et de gaz nocifs par rapport aux carburants fossiles traditionnels. Cependant, il n’est pas systématiquement classé comme « carburant vert ». Tout dépend de son processus de production : s’il est issu de sources fossiles, son impact environnemental reste significatif. Par contre, un méthanol produit à partir de ressources décarbonées peut légitimement être considéré comme un carburant vert, offrant une alternative durable aux énergies traditionnelles.

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En 2023, l’Allemagne a franchi le seuil symbolique des 50% d’électricité produite à partir des énergies renouvelables.

Énergies renouvelables : l’éolien en tête de liste

L’année 2023 a vu l’éolien s’imposer comme le pilier de la production électrique en Allemagne. Avec une production record de 139 milliards de kilowattheures, l’éolien a contribué à 33% de l’électricité du pays. Ce succès, porté par des conditions de vent favorables et une augmentation de 4,3% de la capacité installée, démontre l’engagement de l’Allemagne envers une transition énergétique. Malgré un léger recul du solaire, l’ajout de 12 GW de nouvelles installations solaires souligne une volonté de diversifier les sources d’énergies renouvelables.

Le charbon, longtemps dominant dans le mix énergétique allemand, recule au second plan avec seulement 26,1% de la production électrique. Cette baisse de plus de 10 points reflète un changement de cap vers des sources moins polluantes. L’arrêt des dernières centrales nucléaires en avril 2023 marque également la fin d’une ère et le début d’une nouvelle, résolument tournée vers les renouvelables.

Allemagne : la production d’électricité en baisse

La transition énergétique n’est pas sans impact sur l’industrie allemande. La production d’électricité a diminué de 11,8% en raison notamment des difficultés des secteurs gourmands en énergie. L’augmentation des importations d’électricité montre la nécessité de renforcer le réseau électrique, notamment via la construction de lignes haute tension pour connecter les régions productrices d’énergie éolienne du nord aux centres industriels du sud.

L’Allemagne se positionne comme un leader européen de l’énergie verte, avec 56 % de sa consommation électrique couverte par les renouvelables en 2023. Cette avancée, saluée par la BDEW, est le fruit d’une hausse de 6% de la production d’énergies renouvelables par rapport à 2022. Toutefois, la route vers l’objectif de 80% d’électricité renouvelable d’ici à 2030 est encore longue, notamment en raison de décisions judiciaires affectant le financement de la transition. 

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La mer du Nord devrait bientôt accueillir la première île énergétique au monde. D’une surface de 6 hectares, l’île Princess Elisabeth permettra de concentrer et transformer l’électricité produite par de nombreux parcs éoliens offshore avant que celle-ci ne soit acheminée à terre. Cette première île pourrait préfigurer l’avenir des sous-stations en mer pour l’éolien offshore. 

D’ici quelques semaines, la Belgique va entamer la construction de la première île énergétique artificielle au monde : Princess Elisabeth. Située à environ 45 kilomètres des côtes belges, elle devrait servir à intégrer les énergies de plusieurs parcs éoliens offshore au réseau électrique, et permettre l’interconnexion de plusieurs pays européens.

Concrètement, cette île de 6 hectares sera constituée de 23 caissons en béton qui matérialiseront l’emprise de l’île. L’intérieur du volume sera rempli de sable, avant de recevoir les différentes infrastructures énergétiques. Pour faciliter la maintenance de l’île ainsi que des parcs éoliens environnants, celle-ci sera également équipée d’un petit port ainsi que d’un héliport. Pour résister aux conditions climatiques difficiles de la mer du Nord, un mur d’enceinte de plusieurs mètres de haut devrait être construit sur tout le pourtour de la structure.

Plan de situation de l’île énergétique Princess Elisabeth / Image : Elia

Un soin particulier est pris pour protéger l’environnement

Construite non loin d’une zone Natura 2000, l’île devra être parfaitement intégrée à l’environnement pour ne pas nuire à la biodiversité locale. Pour cela, ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge et pilote du projet, a indiqué que plusieurs mesures seraient mises en place tant pour l’avifaune que pour l’écosystème sous-marin. Les murs d’enceinte devraient, notamment, recevoir des sortes de corniches en béton imitant l’habitat naturel de la mouette tridactyle, une espèce vulnérable qui aime nicher sur les falaises escarpées. Au niveau du fond marin, un récif artificiel sera créé, et devrait, notamment, permettre de créer un habitat propice pour les huîtres sauvages.

Une sous-station et un hub d’interconnexion entre différents pays européens

L’île est conçue pour servir de sous-station à plusieurs parcs éoliens offshore pour une puissance totale de 3,5 GW, soit 7 fois le parc éolien offshore de Saint-Nazaire !  Ce n’est pas tout, elle devrait également permettre l’interconnexion de quatre pays européens, à savoir la Belgique, le Royaume-Uni, le Danemark et la Norvège grâce à des lignes comme Triton Link ou Nautilus. Ce projet d’île artificielle pourrait être le début d’une longue liste, en particulier dans la mer du Nord, propice au développement de l’éolien offshore, et se trouvant au carrefour de plusieurs pays européens. Le Danemark a d’ores et déjà annoncé avoir lancé un projet d’une autre île artificielle d’une surface de 30 à 40 hectares.

Les travaux de construction de l’île Princess Elisabeth devraient prendre fin à l’été 2026 tandis que l’ensemble des connexions aux parcs éoliens et au continent devrait être achevée d’ici 2030.

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