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242-3 Hydroliennes
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Chapitre no 7
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PASTECH/Hydroliennes-Groupe 242-3

Introduction[modifier | modifier le wikicode]

"Après l'éolien offshore posé [...], l'hydrolien est la technologie la plus mature, devant l'éolien flottant, le houlomoteur [l'énergie de la houle] et l'énergie thermique des mers". Tels sont les mots d'Antoine Rabain, responsable des technologies vertes chez Indicta[1]. Les hydroliennes sont un système technique qui permet d'obtenir une énergie verte et renouvelable. Pourtant, nous ne connaissons peu de ce système, son histoire, son potentiel et son utilisation aujourd'hui. Nous avons tous entendu parler de projets et développements d'hydroliennes il y a quelques années, mais depuis nous avons vu peu de projets aboutir. Cela nous amène à la question suivante : Quelle est la place de l'hydrolienne dans l'évolution des énergies marines ? Pour cela nous analyserons la trajectoire historique de cette technologie, son fonctionnement, les acteurs majeurs de son développement mais aussi ses les limites et enfin, nous expliquerons ce qu'on peut attendre de l'hydrolien dans le futur.

Fonctionnement[modifier | modifier le wikicode]

Généralités[modifier | modifier le wikicode]

Les hydroliennes sont des générateurs d'électricité à partir de l'énergie cinétique des courants fluviaux ou marins. Nous n'étudierons ici que l'application des hydroliennes en milieu marin, cependant, le fonctionnement que nous allons décrire ci après s'applique également au milieu fluvial. Similaires aux éoliennes, elles sont plus compactes à puissance égale car l'eau est mille fois plus dense que l'air[2].Totalement immergées, elles nécessitent un système d'ancrage, une maintenance et des dispositifs d'acheminement et de gestion de l'énergie électrique[2]. Pour produire de l'énergie dans de bonnes conditions, quelques contraintes vis à vis du milieu doivent être considérées. En effet, les hydroliennes n'atteignent leur point de fonctionnement qu'au delà d'une vitesse de courant de 1m/s en moyenne[2]. On distingue plusieurs types d'hydroliennes, mais ceci fera l'objet d'une partie ultérieure.

Potentiel mondial[modifier | modifier le wikicode]

Potentiel hydrolien mondial (zones qualifiées, gisements et quantité d'énergie pouvant être produite)[3]

Les sites ayant un fort potentiel pour les hydroliennes en milieu marin sont des endroits spécifiques où la vitesse des courants est forte : détroits, caps, goulets[2]. Ainsi, la nécessité de construire un barrage pour concentrer les courants ne s'impose plus. Toutefois, les sites potentiels sont limités par l'éloignement des côtes et les grandes profondeurs. Les zones qualifiées pour l’hydrolien doivent respecter des contraintes liées :[3]

  • au milieu physique : nature des fonds, distance de la côte, barymétrie.
  • au milieu naturel : zones protégées, habitat naturel
  • au milieu humain : trafic maritime, pêche, loisirs

On retrouve de telles ressources sur les côtes en France, en Grande Bretagne, au Canada ou en Chine par exemple comme nous pouvons le voir sur la carte ci-contre. Nous pouvons remarquer que les zones éligibles au développement de l'énergie hydrolienne sont limitées et que le Royaume-Uni, le Canada et la France font partie des pays qui concentrent le plus fort potentiel dans le monde. Selon EDF (Electricité de France), 80% du potentiel hydrolien marin européen se trouve en Grande Bretagne avec 5 à 6 GW (soit 13 à 23 TWh/an) et en France avec 2.5 à 3.5 GW (soit 5 à 14 TWh/an)[2]. L'énergie hydrolienne ne peut pas satisfaire des besoins à grande échelle mais localement, cette alternative devient intéressante.

L'énergie des courants marins[modifier | modifier le wikicode]

Les courants marins sont une source d'énergie qui est peu exploitée à l'heure actuelle. On distingue les courants océaniques naturels continus qui résultent de différences de température et de salinité, et les courants de marée engendrés par les forces d'attraction de la Lune et du Soleil. Même si l'énergie issue des courants de marée est intermittente, elle présente l'avantage d'être prédictible. Ainsi, il est aisé d'insérer de l'électricité issue de systèmes de production qui exploitent ces ressources, sur les réseaux électriques.

Chaîne de production d'énergie[modifier | modifier le wikicode]

Processus de production d'énergie d'une hydrolienne.jpg

Tout d'abord, l'énergie cinétique des courants est captée par les pales et fait tourner la turbine qui entraîne une génératrice par le biais d'un arbre. On notera que pour simplifier le dispositif et sa maintenance, il n'y a pas de multiplicateur de vitesse[2]. Puis, cette génératrice convertit l'énergie mécanique transmise en énergie électrique. Bien souvent, les génératrices synchrones à aimants permanents seront utilisées, ce qui permet le fonctionnement sur une plage de vitesse variable[2] . Ainsi, on peut extraire la puissance maximale fournie par la turbine sur un large intervalle de vitesse de courant [2]. Ce type de machine présente de nombreux avantages comme la compacité ou la facilité de commande, et son rendement est très satisfaisant [2]. Cependant, elle reste imposante par sa taille mais cet inconvénient devient un atout pour les hydroliennes. Certes, le poids de cette machine est important mais il peut servir d'outil de lestage pour maintenir l'hydrolienne au fond de l'eau [2].

La génératrice synchrone à aimants permanents est composée de deux parties : le rotor et le stator. Le rotor, comprenant des aimants permanents, va être entraîné en rotation à l'intérieur du stator qui reste fixe. Le stator est constitué de bobines de fil de cuivre et par effet d'induction, le flux du champ magnétique créé par les aimants va varier et générer un courant électrique dans le circuit du stator. On obtient donc un signal alternatif de fréquence variable qui ne peut pas être relié directement au réseau. Pour établir la connexion entre la génératrice et le réseau électrique, des câbles enfouis dans le sol assurent le transport du courant et une interface d'électronique de puissance couvre le traitement du signal[2].

Contrôles[modifier | modifier le wikicode]

La plupart des hydroliennes en phase de tests ne sont pas encore connectées au réseau électrique. Concernant le peu de dispositifs raccordés, la partie pilotage, si existante, reste inconnue car confidentielle[2].

Il est primordial de veiller au bon déroulement de la conversion de l'énergie. Toutefois, un contrôle manuel ne peut être envisagé en milieu marin. Alors, il n'est possible de jouer que sur les grandeurs qui agissent sur la génératrice synchrone et sur l'électronique de puissance [2]. Pour cela des vérifications devront être systématiquement effectuées sur les courants électriques, la vitesse de rotation qui interviennent au niveau de la génératrice et sur les tensions entre les éléments d'interfaçage avec le réseau électrique [2]. Ainsi on est assurés de pouvoir récupérer une puissance maximale, quelle que soit la vitesse de l'écoulement.

Cycle de vie[modifier | modifier le wikicode]

De sa conception à sa fin de vie, beaucoup d’étapes sont nécessaires au fonctionnement d’une hydrolienne pour obtenir de l’électricité.

La conception réside dans l’amélioration des hydroliennes et principalement dans la composition des matériaux utilisés pour les rendre plus résistants aux conditions auxquelles ils sont exposés. En effet, ils sont sollicités de manière chronique – à cause de fortes tempêtes océaniques- dans l’eau de mer qui est corrosive. Les études sont de plus en plus affinées, et tirent parti des retours d'expérience en matière de résistance à l'effort des matériaux ayant déjà été utilisés.[4]

Le choix des matières premières est ainsi primordial pour tenir dans la durée sous l’eau.

L’installation d'une hydrolienne nécessite plusieurs étapes complexes puisque son implantation est sous marine.Il faut notamment effectuer un forage dans le fond marin pour y mettre l'hydrolienne ainsi que relier l'hydrolienne par câblage pour récupérer l'électricité. Mais par la difficulté d’installation, c’est également le secteur du cycle de vie de l’hydrolienne qui génère le plus d’emplois.

En milieu aquatique l’entretien est particulièrement compliqué et fréquent. La sollicitation chronique, la corrosion et les algues se bloquant dans les hélices endommagent les appareils. Pour faciliter cette maintenance, une partie des hydroliennes sont menues de mécanismes permettant de remonter les turbines à l’air libre. Pour les turbines ne possédant pas ce type de système, la maintenance doit alors être effectuée sous l'eau par des plongeurs.[5]

Les matériaux corrodent et rouillent fortement, la récupération de ces matériaux en fin de vie de l'hydrolienne reste encore compliquée.


Modèles existants[modifier | modifier le wikicode]

Les modèles les plus avancés à l'heure actuelle sont les hydroliennes à axe horizontal et les hydroliennes à axe vertical. Ces engins représentent environ 80 % des investissements en recherche et développement [3]. Parmi les dispositifs à flux axial, on retrouve les turbines sur axe central (comme une éolienne) qui sont immergées ou flottantes, et les turbines à centre ouvert à carénage.

Puis, il existe des modèles d'hydroliennes moins développés basés sur les principes de la vis d'Archimède, de capteurs oscillants ou de cerf-volant à marée par exemple.

Aucune machine n'a été commercialisée pour le moment et les modèles les plus avancés n'ont que le statut de prototype à taille réelle. Beaucoup encore ne font que l'objet de recherches avancées ou ne sont que des prototypes miniatures.

Axe horizontal Axe vertical Capteurs oscillants Vis d'Archimède Cerf-volant à marée
Axe central A centre ouvert à carénage
Hydrolienne à axe vertical.jpg
Hydrolienne basée sur le principe de capteur oscillant.jpg
Hydrolienne basée sur le principe de la vis d'Archimède.jpg
Hydrolienne utilisant un cerf-volant à marée.jpg
Immergées Flottantes
Hydrolienne immergée à axe horizontal central.jpg
Hydrolienne flottante à axe central horizontal.jpg
Hydrolienne à axe horizontal avec carénage.jpg


Caractéristiques techniques[modifier | modifier le wikicode]

Caractéristiques techniques de diverses hydroliennes [3]
Type d'hydrolienne Pilotabilité Emplacement du rotor Ancrage Maintenance Enjeux techniques
Axe horizontal Axe central Immergées-pilotables Pâles et/ou nacelle pilotables

Pales bidirectionnelles ou fonction du courant

A l’intérieur du mât Sur pieu fixé au sol sous-marin ou gravitaire Désolidarisation du pieu puis remorquage
  • Maximisation de la quantité d'énergie captée via la pilotabilité de la nacelle et la bidirectionnalité des pâles
  • Technologies communes aux éoliennes
Immergées non pilotables Pâles non bidirectionnelles A l’intérieur du mât Sur pieu fixé au sol sous-marin ou gravitaire Désolidarisation du pieu puis remorquage
  • Robustesse et compétitivité
  • Technologies communes aux éoliennes
Flottantes Pilotabilité de l’orientation des pales / du mât A l’intérieur du mât Système de mouillage sous-marin fixe Désolidarisation du pieu puis remorquage
  • Technologie simple avec un coût limité de fabrication/ assemblage et d’installation en mer
  • Captation des courants de marées les plus forts, limitation des opérations de maintenance sous-marine grâce à la flottation
  • Nécessite point fixe à la surface
A centre ouvert à carénage Non pilotable, réversible Dans la circonférence du rotor-hélice, partiellement exposé à l’extérieur Immergé en eau profonde gravitaire Remontée de l’ensemble, avec barge mobile de maintenance offshore
  • Limitation de la durée / coûts de maintenance grâce à une installation simple d’utilisation, destinée à des zones de très forts courants
Axe vertical Système bidirectionnel A l’extérieur Fixée sur fondation elle-même ancrée au sol sous-marin Remontée de la structure entière via une barge et opérations de maintenance offshore
  • Peu de sensibilité à l’orientation du courant, permet de rester fixe sur sa fondation sans perte de productible
  • Réduction des coûts de maintenance avec des composants robustes
Capteurs oscillants S’aligne naturellement avec les changements de direction des courants Non renseigné Fixée sur fondation elle-même ancrée au sol sous-marin Non renseigné
  • Maximisation de la captation d’énergie grâce à l'alignement continu avec les courants
Vis d'Archimède S’aligne avec le sens de la marée via une oscillation possible entre 25 et 60 degrés Non renseigné Fixée sur fondation elle-même ancrée au sol sous-marin Remontée de la structure entière via une barge et opérations de maintenance offshore
  • Coûts d’installation et de maintenance très bas grâce à des composants légers permettant de faciliter les opérations
Cerf-volant à marée S’oriente avec les courants Non renseigné Aile reliée à un câble accroché à une fondation fixée au sol sous-marin Remontée des cerf-volants et opérations offshore
  • Sophistication de l’installation afin d’optimiser l’exploitation du gisement via une pilotabilité flexible qui permet d’aller chercher l’ensemble des courants notamment les plus faibles (1,2–2,4 m s-1)


Origine[modifier | modifier le wikicode]

Antiquité - années 1900[modifier | modifier le wikicode]

Dès l’Antiquité, l’Homme a découvert le potentiel de l’énergie marine. En effet, la Terre étant recouverte par 2/3 d'eau au niveau de la surface, c’est une énergie infinie qui semble être disponible. On a alors commencé à utiliser des moulins pour moudre le grain. Ils sont surtout répertoriés au niveau des cours d’eau, mais l’immensité des océans a inspiré les civilisations. Les archéologues ont en effet découvert que les premiers moulins à marée dateraient de l’époque romaine. Ces derniers auraient voulu réutiliser le modèle des moulins au niveau des côtes et ont donc utilisé des roues à aube, palettes et à augets Cependant ces constructions ne récupèrent qu’une faible part de l’énergie. Les romains ont alors construits des digues pour créer des bassins de retenue, avec des systèmes de vannes l’eau peut être retenue lors des marées montantes pour la libérer lorsque la mer était basse. Les premiers moulins à marée ont été ainsi crées. Ils se situeraient alors surtout au Royaume-Uni, surtout au niveau de la côte irlandaise, là où on retrouve la plus grande différence entre les hautes et basses eaux. Le plus vieux se situerait à Londres.[6]

Un des premiers moulins à marée, datant du Moyen-Age

Pendant le Moyen-Age, de nombreux moulins à marée ont continué à se répandre en Europe, au Royaume-Uni, en Espagne, en Amérique après la colonisation et en France, notamment en Bretagne (exemple le plus flagrant au niveau de l’estuaire de la Rance). On trouve alors au XVIII siècle (18e) environ 750 moulins à marée dans le monde dont 300 aux Etats-Unis, 200 au Royaume-Uni (dont 76 à Londres) et 100 en France. Leur principe de fonctionnement n’a pas changé pendant cette période, on peut simplement retrouver une évolution des matériaux afin de consolider les digues, ils peuvent être également utilisés pour faire fonctionner les scieries.[7]

Les premiers barrages hydrauliques sont construits dans la première moitié du 19e siècle. En France, le barrage Zola est un des premiers à être construit et à être très performant. Les barrages servent tout d’abord à la papeterie (pour couper le bois), puis les progrès sur la distribution d’électricité rendent les centrales hydroélectriques plus intéressantes. Le développement des turbines rend ces centrales très utiles car elles créent une puissance très grande et permettent l’utilisation des fours à arc électrique, on cherche ensuite à utiliser les barrages pour créer de l’électricité.[8] Les grandes centrales génératrices d’électricité apparaissent à partir de 1880, avec le projet le plus important au niveau hydraulique du 19e siècle : le barrage de Paderno en 1898 qui éclaire une ville.

La première turbine utilisable est créée en 1827, par Benoit Fourneyron qui permet de réaliser la première roue hydraulique totalement immergée. [9] Puis, de nombreuses améliorations sont réalisées. On retrouve la turbine américaine Francis à partir de 1850 en Europe qui subira plusieurs évolutions, elle succédera à celle de Benoit Fourneyron et la remplacera dans les centrales. Grâce à la supériorité technologique des turbines par rapport aux roues hydrauliques, les centrales commencent à adapter leurs installations : on retrouve alors également la turbine Pelton pour les grandes chutes.[10]

Années 1900-1970[modifier | modifier le wikicode]

Volonté d'indépendance énergétique[modifier | modifier le wikicode]

En 1918, la France connaît une période de changement de fonctionnement puisqu'elle sort de la Première Guerre Mondiale. Ce ne sont plus les entrepreneurs qui gèrent l’énergie mais l’Etat et cela marque le début d’une grande préoccupation d’indépendance énergétique.[11]

Pendant les années 20, la question de la distribution de l'énergie dans les campagnes a été posée à plusieurs reprises pour contrer les impacts négatifs de l’industrialisation (comme l’exode rural). En effet, la ville « éclairée » attire la population rurale qui ne bénéficie d’électricité qu'en très peu d'endroits. Mais amener l’électricité dans les campagnes reste très peu rentable (cher en raccordement, moins d’utilisation qu’en ville). C’est à ce moment que l'idée de l'utilisation des marées est avancée, avec de petites usines produisant une hydroélectricité à moindre coût. La Normandie s’affirme même comme une région motrice dans le domaine. [12]

On assiste alors à l'instauration d'une Commission interministérielle en date du 22 mars 1922 par le Ministère de l'Agriculture. Cette Commission s'intéressera au rapport de l'ingénieur des Ponts et Chaussées, Le Verrier, pour la fourniture d'une énergie à bon marché. Il y prône la création de centrales hydrauliques d'envergure. Il évoque ainsi un programme  étudié par une mission dite “Houille bleue” créée en 1919. Finalement, la production d’hydroélectricité se révèle être non suffisante pour devenir un système de grande distribution autonome. Il serait plutôt envisageable qu’elle reste une énergie d’appoint dans un véritable réseau.

En 1946, la France sort de la Seconde Guerre Mondiale : est alors entamée une période de reconstruction qui pousse à la nationalisation d’entreprises de production, de transport et de distribution d’énergie électrique. Cette vague fait naître les sociétés GDF (Gaz de France) et EDF (Electricité de France), qui auront un rôle important dans le développement de l'énergie hydraulique. EDF devient la structure principale pour investir dans la reconstruction du pays en étant moteur du développement industriel. Commencé avant-guerre, le développement de l’hydroélectricité (construction de barrages et extension des lignes électriques) est accéléré.[11]

En 1951, l’union internationale pour la protection de la nature ou UIPN (maintenant UICN, C pour Conservation) publie le premier rapport sur l’état de l’environnement dans le monde en partenariat avec l’UNESCO. Les préoccupations environnementales sont clairement énoncées, et le lien entre l’énergie et la problématique de la protection de la nature est avancé. Le rapport évoque par exemple la loi française du 16 octobre 1919 concernant la concession des aménagements hydroélectriques. Elle oblige les acteurs d’un potentiel projet hydraulique à en informer le gouvernement avant toute étude sur le sujet, dans l’objectif de préserver certaines réserves naturelles.[13]C’est à cette même époque que le projet de l'usine marémotrice de la Rance débute.

L'usine marémotrice de la Rance[modifier | modifier le wikicode]

Le IIème Plan français de Modernisation et d'Equipement est mis en place avec la loi du 27 mars 1956. Il s'inscrit dans une politique énergétique nationale s'élaborant sur la base d'une prévision à long terme. La construction de l'usine marémotrice de la Rance figure au programme d'équipement hydraulique. Le Plan consiste en trois objectifs reliés par un projet commun : la satisfaction de la consommation, c'est-à-dire une production minimum de garantie, une puissance de pointe et une source d'énergie annuelle sur la base d'une dépense d'investissement limitée.

Usine marémotrice de la Rance

Dans les années 60, la France affiche des disparités régionales qu'elle s'efforce de combattre par une économie de solidarité, la réduction des inégalités et des écarts de croissance. Avec un centre de gravité compris entre la Seine et le Rhin, le handicap de l'Ouest est percevable. Émerge alors la volonté de la Bretagne d'obtenir une certaine indépendance. 1960 marque ainsi le début de la construction de l'usine de la Rance qui était beaucoup médiatisée et peinait à voir le jour. Cette dernière est même inaugurée en 1966 par le président Charles de Gaulle, montrant l’importance que la France y porte. 1967 est synonyme de l’achèvement de sa construction avec la mise en place du 24ème groupe turbine-alternateur. Le barrage s’étend sur 750 mètres et crée un bassin de retenue d’une superficie de 22 km2. Au final elle produit annuellement 500GWH, qui est équivalent à la consommation de la ville de Rennes et restera pendant pas moins de 45 ans la plus grande usine marémotrice.[14]

La France a vécu une série de traumatismes liés à sa dépendance pétrolière à l’égard des pays étrangers : l’embargo pétrolier qui a suivi le conflit du canal de Suez en 1956, et l’indépendance de l’Algérie qui détient une grande réserve de pétrole dans le Sahara, en 1962. Ces difficultés la poussent progressivement vers l’énergie nucléaire.

Années 1970-1980[modifier | modifier le wikicode]

Depuis quelques années déjà, la France cherche à assurer son indépendance énergétique. A partir de 1970, la France décide donc d'investir dans les recherches sur les énergies renouvelables telle que le solaire. Cependant, à la fin des années 70, les rendements ne sont pas à la hauteur des exigences énergétiques française. Et c'est donc le nucléaire qui a été choisi pour satisfaire les besoins énergétiques de la France. [15]

Concernant les projets d'usines marémotrices, après le franc succès de la Rance, inaugurée par le président De Gaulle en 1966, tout laisse croire que d’autres projets d’usines marémotrices très prometteurs verront le jour en France. Cependant, durant les années qui suivront, les échecs des projets s’enchainent les uns après les autres, particulièrement les projets d’Albert Caquot. En effet, entre 1972 et 1976, ce dernier propose trois projets d’usine marémotrice qui n’ont jamais vu le jour.

Albert Caquot à Polytechnique, il est au premier plan vêtu d'une veste noire

Albert Caquot était un grand ingénieur français du 20eme siècle. Ses domaines de compétences sont le génie civil mais aussi l’aéronautique. Ses œuvres les plus connues sont notamment le Christ rédempteur à Rio de Janeiro ou encore le pont La Fayette à Paris.[16]

C’est au Nord Ouest de la France qu’Albert Caquot a choisi de construire son projet d’usine marémotrice. En effet, il a repris les travaux du projet d’usine marémotrice des îles Chausey, un projet qui lui aussi n’a pas abouti. Il compte utiliser les côtes bretonnes allant de Saint Malo jusqu’à Cotentin ce qui correspond à quasiment 90km de côtes.

Le premier projet d’usine marémotrice d’Albert Caquot date de 1972. Il consistait à installer des groupes bulbes de 40 MW sur tout le long de la côte bretonne allant de Saint Malo jusqu’à Cotentin et utilisant de ce fait 90km de côtes. Il utilisait deux bassins : un bassin haut au sud et un bassin bas au nord. Le principe est que les turbines sont actionnées par l’écoulement des eaux du bassin haut vers le bassin bas. Ce projet était un des plus grand au monde d’usine marémotrice.[17]

Partie de la cote bretonne choisie pour le projet d'Albert Caquot allant de St-Malo à Contentin[18]

Malheureusement, le projet n’est pas retenu. En effet, les groupes bulbes auraient été placées près de l’archipel des Minquiers qui ont été attribuées à l’ile de Jersey (Royaume-Uni). Et c’est donc pour des raisons juridiques que ce premier projet n’a pas été validé.

En 1975, Caquot propose une deuxième version de son projet d’usine marémotrice. Mais il est estimé trop peu ambitieux. Il propose donc un troisième et dernier projet d’usine marémotrice un an plus tard en 1976. En effet, le projet devait exploiter 55km de côtes, soit 35 de moins que pour le premier projet. il s’éloigne de l’archipel des Minquiers et surtout, les 55km de côtes permettront la production de 18 000 MW. Néanmoins, le budget est estimé trop important par EDF : plus de 40 milliards de francs sont nécessaires.[19] En effet, il ne faut pas oublier que la France cherche à être indépendante énergiquement. Et c’est le nucléaire qui a été choisi. Donc, après avoir déjà investi près de 95 millions d’euros dans l’usine marémotrice de la Rance, il était très difficile de réinvestir une somme pareil pour une énergie autre que le nucléaire.

Années 1980-2009[modifier | modifier le wikicode]

Evolution du mix énergétique[modifier | modifier le wikicode]

Le mix électrique représente les sources d’énergie utilisées dans la production d’un pays ou dans le monde.

En 2010, l’énergie hydraulique représente 83% de l’électricité renouvelable dans le monde.

La production d’électricité dans le monde a été multipliée par 2,5 entre 1980 et 2010 : elle est passée de 8300 à 21400 TWh entre 1980 et 2010. Durant cette période, le nucléaire progresse dans la production d’électricité contrairement aux énergies renouvelables et fossiles. Le nucléaire connaît un pic en 1996 puis recule à cause notamment de l’augmentation de la production électrique de la Chine.

En France cette évolution est beaucoup plus marquante puisqu’elle a répondu aux besoins d’électricité par le nucléaire : les réacteurs sont des succès économiques, il y a une mobilisation de tous les moyens financiers et humains. Il est passé de 24% du mix électrique à 76%. Cela a entraîné une baisse de l’utilisation du charbon, du pétrole, du gaz naturel et des énergies renouvelables dans la production totale d’électricité (de 27% à 14%). Ces dernières sont trop coûteuses et pas assez rentables. [20]

Analyse de la trajectoire[modifier | modifier le wikicode]

En 1980, la centrale marémotrice de Jiangxia en Chine est mise en service. [21]

Entre 1980 et le début des années 2000, plus aucun projet marémoteur n’est développé. Le nucléaire et pétrole sont privilégiés aux énergies renouvelables. Plus précisément, en 1990, il y a un désintérêt pour l’énergie des vagues. Très peu de brevets sont déposés sur les énergies marémotrices. [22] Cela peut s’expliquer par le fait que, durant les années 80, le programme électronucléaire se développe en France. La diminution du nombre de centrales thermiques contribue à la baisse des émissions de SO2 et la stabilisation des émissions de dioxyde de carbone. [23]

Le contexte économique favorise également le développement du nucléaire. En 1980, la guerre Iran-Irak commence. Il y a une crainte générale d’un troisième choc pétrolier. L’Irak ne peut pas exporter de pétrole. Ensuite, entre 1982 et 1986, il y a un contre-choc pétrolier. Le prix du pétrole est en baisse, mais la demande de pétrole ainsi que le pouvoir d’achat des pays diminuent. Il y a une volonté d’indépendance vis-à-vis des pays exportateurs de pétrole, c’est pourquoi les pays se tournent vers le gaz naturel, le charbon et le nucléaire. [24]


Un intérêt mondial émerge pour l’environnement dans les années 1990. Plus précisément, la conférence des Nations Unies sur l’environnement s’est déroulée en 1992 à Rio. C’est la première fois qu’autant d’Etats se rencontrent pour parler de l’environnement. Elle a notamment apporté une définition du développement durable. Il s’agissait alors d’essayer de promouvoir la protection de la planète tout en permettant le développement économique des pays. Les pays ont ainsi signé la Convention cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) de diminuer les émissions de gaz à effet de serre tout en tenant compte de la différence entre les pays en développement et les “pays développés”. [25] En France, un plan national pour l’environnement est instauré en 1990. En 1996, la loi sur l’air est mise en vigueur. La lutte contre la pollution atmosphérique se concentre sur la circulation automobile. [23]


Il faut cependant attendre le début du XXIème siècle pour que de véritables mesures environnementales soient prises. La hausse progressive du prix du baril de pétrole entre 2003 et 2008 entraîne de graves problèmes économiques en 2008. Il a atteint des taux records. Certains journalistes ont employé le terme de « Troisième choc pétrolier » pour décrire cette augmentation. Les Etats veulent donc se concentrer sur des énergies non pétrolières. [26] Tout cela va entraîner le développement majeur des énergies renouvelables soit, par extension, de l’hydrolien, même si en France, le fait que le nucléaire ne produit pas directement du a été utilisé comme alibi pour moins développer les énergies renouvelables. [23]

En 2005, le protocole de Kyoto entre en vigueur. Il a été établi en 1997. Son objectif est de diminuer les émissions de gaz à effet de serre des pays industrialisés de 2008 à 2012 en dessous de celles de 1990. Les pays en cours de développement ont moins d’obligations. [25]

Logo du Grenelle de l'environnement

En 2007, le Grenelle de l’environnement est mis en place en France. Il s’agit de rencontres politiques entre différents acteurs politiques et associatifs pour trouver des solutions en matière d’écologie. Par exemple, l’environnement est intégré dans les décisions publiques. (bâtiment, énergie...) [23]

L’Union Européenne a adopté, en décembre 2008, un plan d’action dit « paquet énergie climat ». Ce plan d’action a pour objectif d’atteindre d’ici 2020

  • la réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre de l’Union Européenne par rapport aux niveaux de 1990
  • la part d’énergie renouvelable dans la consommation énergétique à 20 %
  • un accroissement de l’efficacité énergétique de 20 % [25]

En 2009, la conférence de l’ONU sur le réchauffement climatique a lieu à Copenhague. Un accord a été signé dans le but de limiter le réchauffement climatique à 2°C. Cependant, l’accord est basé sur la bonne volonté des Etats qui ne sont en rien obligés à respecter ses termes. [25]

Lancement de l'hydrolien[modifier | modifier le wikicode]

Pour citer certains projets, en 2003, l’hydrolienne Seaflow est installée en mer dans le Détroit de Bristol en Angleterre. Sa turbine de 300 kW n’était pas connectée au réseau électrique, il s’agissait d’un test réalisé par l’entreprise Marine Current Turbine Ltd. [27]

En 2006, une hydrolienne produit pour la première fois de l’électricité en France. Elle a été développée par la PME Hydro-gen et a été installée en Bretagne. Elle n’est pas immergée sous l’eau mais flotte. [28]

Entre 2006 et 2007, la société TidalSteam crée un système d’hydrolienne en eaux profondes qui facilite la maintenance et l’entretien (Semi-Submersible Turbine). Elle est adaptée aux courants marins rapides et est faite pour être installée en profondeur. [29]

Hydrolienne Sabella D03 exposée en 2017

En 2008, une première hydrolienne est immergée dans l’estuaire de l’Odet (Sabella D03) durant 1 an. Des données sur son comportement et des mesures ont été récupérées. [30] Elle a été présentée au public le 29 et 30 mars dans le Finistère. Elle est désormais exposée sur le parvis d’Océanopolis à Brest. [31]

Durant la même année, la première hydrolienne dépassant le MW de puissance a été installée dans le détroit de Strangford en Irlande du Nord. Elle est nommée Seagen, il s’agit du successeur de l’hydrolienne Seaflow. Elle a été immergée à 24 mètres de profondeur. [32]

En 2009, EDF finance le développement des hydroliennes qui sont considérées comme des solutions innovantes. Le potentiel hydrolien en France n'est pas négligeable : la France est le deuxième gisement en Europe derrière l'Angleterre. GDF Suez se place comme acteur majeur, et a pour objectif de montrer que cette source d'énergie va jouer un rôle important dans la transition énergétique. Comme zones d’implantation potentielles, il y a par exemple le Finistère ou le Cotentin. GDF va construire un parc hydrolien nommé Nepthyd au Raz Blanchard dans le Cotentin dès 2017. [33] Finalement, Engie (ex-GDF Suez) abandonnera le projet en 2017. [34]

Par ailleurs, en 2009, la première centrale marémotrice en Corée sur l’île de Jindo est mise en place et est médiatisée sur le Korean Times. Ce dernier aimerait que cette énergie respectueuse de l’environnement soit plus développée. La Corée va continuer à développer et investir dans ces technologies. Actuellement, d’autres centrales marémotrices sont en construction. [35] La Rance est toujours une usine en marche aujourd’hui et son fonctionnement est très satisfaisant mais aucun projet similaire n’a abouti, alors que beaucoup de projets hydroliens commencent à émerger. Cette énergie est non seulement renouvelable mais est également prévisible et inépuisable. Les entreprises vont alors tenter d'exploiter ce potentiel afin de se tourner vers des sources d'énergies plus viables.

Les différents acteurs de l’hydrolien en France[modifier | modifier le wikicode]

Les institutions[modifier | modifier le wikicode]

A partir des années 70, les préoccupations sur l’impact des énergies utilisées sur l’environnement sont de plus en plus fortes. De 1980 à 2010 l’opinion publique connait une forte sensibilisation à la protection de l’environnement. C’est dans ce contexte que L’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) est créé en 1991 (elle alors composée de différentes organisations préexistantes). Avec un budget s’élevant a plus de 761 millions d’euros pour 2019 [36], l’Ademe s’occupe des missions de protection de l’environnement ainsi que de la maitrise de l’environnement en encourageant la voie d’une transition énergétique efficiente.

Lors de ces dernières années (où l’hydrolien s’est beaucoup développé), l'Ademe a supporté de nombreux projets dans le secteur à travers les "Programmes des Investissements d'Avenir" (PIA). En effet, sur les 112 millions d’euros nécessaires au projet Normandie Hydro [37], l’aide obtenue grâce à ces programmes a été de 52 millions d’euros.

L’Union Européenne a également montré beaucoup de soutien. Avec le plan Horizon 2020, elle a subventionné le secteur à hauteur de 180 millions d’euros depuis 2014.[38] Ce programme a pour objectif de soutenir la recherche et l'innovation dans des domaines technologiques clés en vue de répondre aux défis sociétaux auxquels doit répondre l’Europe. La Commission européenne a d’ailleurs autorisé en 2018 une aide publique en faveur du projet Normandie Hydro piloté par EDF. Cette mesure participe aux objectifs énergétiques et climatiques de l'UE.[39]
De plus, les collectivités locales participent aussi activement à ces projets en leur apportant un soutien financier. Par exemple , depuis ses débuts, Sabella a été soutenue par l’ADEME, la Région Bretagne, le département du Finistère et les communautés de communes de Quimper et de Brest. Ces collectivités locales ont réuni 650 000 € dans ce projet.[40] Dans le projet Normandie Hydro, la Région Normandie s’est aussi engagée puisque depuis 2012, aux côtés des collectivités territoriales partenaires, elle s’est montré en faveur du déploiement de l’hydrolien, en investissant massivement sur le port de Cherbourg et en soutenant l’installation d’Open-Hydro-Naval Energies et de son usine d’assemblage d’hydroliennes à Cherbourg.

Les entreprises et sociétés majeures[modifier | modifier le wikicode]

Dans le domaine de l'hydrolien, on retrouve plusieurs acteurs majeurs industriels spécialisés dans cette filière. Voici une liste non-exhaustive des principales sociétés :

  • EDF, le premier producteur et le premier fournisseur d'électricité en France et en Europe s’est aussi investi dans le secteur de l’hydrolien. En effet depuis 1966, EDF s'emploie à valoriser l'énergie marine, à travers l'usine marémotrice de La Rance en Bretagne. En 2013, la société a mis en œuvre un programme de rénovation sur dix ans (avec un investissement de 100 millions d'euros) pour la moderniser et la rentabiliser à long terme.EDF a aussi participé activement au projet Normandie Hydro en partenariat avec DCNS.
  • Naval Group, anciennement DCNS, est un groupe industriel français spécialisé dans l'industrie navale de défense et les énergies marines renouvelables. C’est à partir de 2013 que le groupe commence à investir dans l’hydrolien. Sa prise de contrôle de la société irlandaise OpenHydro, en 2013 lui permet de passer de la phase de recherche et développement à une phase de production industrielle. En 2016 le groupe crée la filiale Naval Énergies pour porter l'ensemble de ses activités de développement dans les énergies marines renouvelables. Le groupe propose alors ses services dans l’ingénierie, la construction, l’installation, la maintenance et la maîtrise d’oeuvre d’ensemble des énergies marines renouvelables. Il développe aussi des partenariats stratégiques pour développer des projets pilotes, en France et à l’international. Cependant Naval Énergies a annoncé en 2018 l’abandon de ses investissements dans le projet Normandie Hydro.
  • Sabella, entreprise française d’ingénierie et de maîtrise d’œuvre pionnière dans le domaine des hydroliennes. Elle basée à Quimper et a été fondée en 2008 .L'entreprise a largement contribué au développement de l'hydrolien. En effet, le groupe a immergé la première hydrolienne française (Sabella D03) et a connecté la première hydrolienne au réseau électrique (Sabella D10).
  • Simec Atlantis Energy qui était anciennement Atlantis Resources avant sa collaboration avec Simec qui lui a permis de se diversifier dans le domaine des énergies renouvelables, est une entreprise britannique de production d’énergie durable.
  • Marine Current Turbines, société britannique détenue par Siemens.
  • Ocean Renewable Power Company, ORPC qui est américain.

Il existe, en plus des entreprises citées ci-dessus, de nombreuses autres sociétés qui permettent le développement des hydroliennes en France. Ces sociétés participent à différentes étapes de son développement. Voici des exemples d’entreprises pour chacune de ces étapes :

- Pour l’étude et la conception des hydroliennes : Ifremer, Hydroquest, Engie, Total.

- Pour la maintenance et l’exploitation : Vendée Energie.

- Pour la fabrication des composants : A2J Composites,CNIM (Constructions Industrielles de la Mediterranée).

- Pour la construction et l’installation des hydroliennes : Schneider Electric France, Idea logiqtique, CMN (Constructions Mécaniques de Normandie).

Trajectoire actuelle[modifier | modifier le wikicode]

De nombreux projets voient le jour depuis quelques années mais face au besoin d'efficacité pour un moindre coût, beaucoup sont abandonnés. Même si plusieurs acteurs renoncent, d'autres parviennent à se démarquer dans la filière des énergies marines avec des hydroliennes prometteuses.

France[modifier | modifier le wikicode]

Normandie Hydro[modifier | modifier le wikicode]

La région de Normandie a décidé de mettre à profit son potentiel hydrolien en développant des projets communs avec DCNS et EDF Energies Nouvelles. Elle dispose en effet de la seconde zone mondiale à fort potentiel pour l’exploitation de l’énergie des courants marins avec le Raz Blanchard.[41] Le projet principal, Normandie Hydro, a pour but d’encourager l’exploitation de cette énergie pour voir émerger la filière industrielle que constitue l’hydrolien. Il « consiste en l’installation et l’exploitation pendant 20 ans d’une ferme de 14MW, équipée de 7 hydroliennes OpenHydro ».[42]

L’objectif de la région de Normandie et des acteurs l’accompagnant est de démontrer les performances énergétiques et économiques de l’hydrolienne. En effet, Normandie Hydro prévoit la gestion de la mise en place d'un parc hydrolien, son entretien et la vérification de la production d'énergie en temps réel.

Cependant, un des participant au projet fragilise le développement du projet : Naval Energies (ex-DCNS) annonce en juillet 2018 l’abandon de ses investissements dans le projet Normandie Hydro.[43] Cet abandon est la conséquence d'une absence d'implication de l'Etat dans le projet qui avait pourtant lui-même incité Naval Group et EDF à s'engager dans l'hydrolien. L'Etat avait même investit de grandes sommes d'argent, mais le manque de prise de décisions a contraint le groupe à s'écarter du projet.[44]

Malgré le retrait de Naval Energies dans l’hydrolien, le projet à Raz Blanchard ne va pas être abandonné.  En effet Simec Atlantis Energies entend reprendre le projet et exploiter le gisement de 2 gigawatts d’énergie marémotrice de la zone du Raz Blanchard. L’entreprise écossaise sera épaulée dans ce projet par l'Agence de Développement de Normandie (AD Normandie), l'agence régionale de développement économique de Normandie et le fonds régional d'investissement Normandie Participations.[45] Pour cela L'entreprise Atlantis Energy et la Région Normandie ont créer une entreprise ensemble, baptisée Normandie Hydrolienne. Tim Cornélius ' CEO de SIMEC Atlantis Energy) avait soumis en 2018 au gouvernement français une proposition pour un projet de 1 GW au Raz Blanchard, à un tarif inférieur d’ici 2025 au prix actuel de l’éolien en France. En récupérant les nouvelles installations de Cherbourg construites par Naval Energies pour la maintenance et l’assemblage des turbines hydroliennes du projet Normandie Hydro, SIMEC Atlantis pourrait, en cas de succès, assurer son développement, des deux côtés de la Manche.[46] L'objectif serait d'immerger d’ici 2020 une dizaine d'hydroliennes dans les courants du Raz Blanchard et entre 300 et 500 d'ici 2030.[47]

Les projets Sabella D03 et D10[modifier | modifier le wikicode]

En mars 2008, Sabella immergea le premier prototype francais d’hydrolienne, appelé Sabella D03, doté d’un rotor de 3 mètres de diamètre dans l’estuaire de l’Odet. Le prototype y connaitra 2 campagnes de test sans raccordement au réseau durant une année. Les résultats de cette phase de test, communiquées par le président de Sabella Jean-François Daviau, sont dans l’ensemble positifs. En effet, le premier constat est la solidité du système qui n’aura pas subi de dégâts majeurs. De plus les différents test effectués notamment par Ifremer montrent que l’impact sur l’environnement reste négligeable et l’hydrolienne pourrait produire 80 kilowatts pour un débit de 2,5 mètres par seconde.[48]
Suite à ces essais concluants, l’entreprise décide d’immerger leur projet Sabella D10, lauréat de l’AMI (Appel à Manifestation d’Intérêts), cette fois ci doté d’un rotor de 10 mètres de diamètres et d’une puissance de 1 MW.La construction débutant en juin 2012, le prototype a été immergé dans le passage du Fromveur, au large des côtes de l’île de Ouessant à 55 mètres de profondeur, entre 2015 et 2016.Elle a été raccordée au réseau électrique ERDF de Ouessant, ce qui en a fait la première hydrolienne raccordée au réseau électrique en France[49]Après cette année de tests, la turbine de l’hydrolienne avait été sortie de l’eau pour bénéficier d’un retour d’expériences majeur et y apporter des optimisations, l’embase et le câble sous-marin étant restés sous l’eau. Depuis son relevage, la turbine, de retour sur le port de Brest, a été contrôlée et testée en détails, a bénéficié d’aménagements d’optimisation, et sa bretelle de câble, endommagée lors de l’installation initiale, a été remplacée. Durant des essais d’endurance poussés au printemps 2017, une source de défaillance potentielle avait été détectée dans la chaîne électrique. En conséquence, la repose de l’hydrolienne avait été repoussée afin de corriger cette faiblesse. Des travaux conséquents ont alors été engagés, nécessitant de transporter la nacelle dans un hangar couvert afin de l’ouvrir pour remplacer les composants mis en cause. Cela a été effectué au premier semestre 2018. [50]

Eel Energy[modifier | modifier le wikicode]

Un des projets français les plus prometteurs a été lancé par une entreprise nommée Eel Energy en 2011.[51] Le principe de cette hydrolienne est d’utiliser une membrane à l’image des anguilles ou des baleines à la place des turbines classiques. Le projet a reçu plusieurs investissements de la part de plusieurs actionnaires qui s’élèvent à un total de 9 millions d’euros en 2014.

Depuis cette date, de nombreuses avancées sont faites pour tenter de développer cette technologie. Elle est en effet prometteuse car les hydroliennes produites pourraient être utilisées sur des surfaces 1000 fois plus grandes que  les hydroliennes classiques existant aujourd’hui. Il lui faut également une profondeur minimale de 2,7 m soit 10 fois moins que les hydroliennes classiques. Cela est dû au changement radical au niveau technologique. En effet, la membrane s’adapte bien plus facilement aux courants marins, capacité tirée du biomimétisme. [52]La membrane pourrait être utilisée avec des vitesses de courants comprises entre 1 et 3 m/s alors que les hydroliennes les plus performantes ont besoin d’une vitesse supérieure à 2,5 m s-1. Le mouvement émis est donc totalement identique à la nage des poissons et s’adapte aux faibles courants. Ce qui fait qu’il n’y a quasiment aucun impact sur l’écosystème si ce n’est la dégradation des matériaux. La membrane est réalisée en caoutchouc, qui ne subit que très peu de dégradation par l’océan. Les algues ne peuvent pas se fixer sur l’hydrolienne, ce qui permet d’avoir un entretien moins régulier et moins conséquent.[53]

Contrairement aux autres projets hydroliens, celui-ci est donc encore debout aujourd’hui car il est très attrayant. Des tests sont réalisés petit à petit afin de vérifier les possibilités, résistances et production d’électricité. Les plus notables sont ceux de 2015 où les essais de prototypes de petite échelle ont été validés. Et donc on commence à étudier des prototypes plus grands : on passe de prototype à échelle 1/20 à des prototypes d’échelle 1/6 à vide. [54] En 2018 de nouveaux tests sont réalisés sur des hydroliennes approchant la taille des prototypes qui commencent à avoir une production d’énergie intéressante. Les tests sont réalisés à Boulogne sur Mer. Il est alors annoncé que l’hydrolienne à membrane sera commercialisée en juillet 2019. Depuis, les choses s’accélèrent et de plus en plus de tests et d’améliorations ont lieu, par exemple la batterie est sortie de l’eau. En mai, une hydrolienne sera tractée par bateau pour analyser la vitesse du courant, et l’évolution de la membrane. Au cours de l’année, l’entreprise annonce également que des tests finaliseraient le projet dans le canal du Nord car on possède des données précises sur la vitesse du courant, sa direction…[55]

Les investissements, malgré les nombreux ratés des entreprises concurrentes, existent encore dans l’hydrolien même s’ils sont jugés trop rares. Ce qui s’explique avec les récentes expériences qui ont montré la difficulté de maîtriser la production d’électricité à partir des hydroliennes. Ainsi, Bpifrance ont investi récemment 3,7 millions € dans cette technologie. Au final, Eel Energy auront reçu de nombreux acteurs qui croient encore au projet hydrolien.

Ce projet est bien concret et s’appuie sur des recherches datant de 2011, ce qui en fait une entreprise sérieuse en qui on peut avoir confiance. Cependant, il faut se méfier car toutes les sources ne tarissent pas d’éloges à propos de cette hydrolienne. Si la commercialisation a bien lieu en juillet, nous pourrions vivre un bouleversement dans l’histoire de l’énergie hydraulique à en croire les médias.

Dans tous les cas, Eel Energy pourra utiliser comme principal argument de vente le prix de l’énergie : en effet : «Pour un coût de 30.000 euros, cette unité développe une puissance de 2 à 3 kiloWatts, soit de quoi alimenter une dizaine de foyers. Le coût de l’électricité produite est inférieur à 150 euros le MégaWatts/heure et ce avant les gains attendus d’une production en série" on peut espérer obtenir un cout d’environ 100 euros à échelle industrielle. »  [56]. Le solaire et l’éolien oscillant aujourd’hui entre 50 et 70 euros du MWh, le nucléaire version EPR étant autour de 100 euros. Ce projet connaîtra donc sa conclusion bientôt et possède de nombreux atouts pour se démarquer.

Canada[modifier | modifier le wikicode]

Baie de Fundy[modifier | modifier le wikicode]
Hydrolienne installée dans la baie de Fundy par OpenHydro

Le Canada présente une bonne probabilité de développement de l'hydrolien marin à grande échelle grâce à la baie de Fundy située en Nouvelle-Ecosse. Selon les estimations, il serait possible d’extraire plus de 2 500 MW des 8 000 MW de ressources de cette baie. Depuis une quinzaine d’années, le potentiel énergétique des marées est exploité dans l’objectif de solidifier la position de la Nouvelle-Ecosse en tant que leader du développement de l’énergie marémotrice. Les marées, qui peuvent atteindre 16 mètres de différence, sont obtenues grâce à la de la forme de la baie.

Le Fundy Ocean Research Centre for Energy (projet FORCE) a été créé en 2009 dans l’objectif d’exploiter une installation d’essais d’une turbine marémotrice. Ce projet coûte au total 50,7 milliards de dollars.

En 2009, les entreprises OpenHydro- filiale de la société irlandaise Navale Energies créée en 2005- et Emera mettent à l’eau la première hydrolienne sous-marine d’Amérique du Nord. Au bout de quelques jours, elle a été remontée à la surface totalement déchiquetée.

En 2015, OpenHydro et Emera forment la coentreprise Cape Sharp Tidal dont OpenHydro est le principal actionnaire. Le gouvernement du Canada investit 6,3 million de dollars dans ce projet. L’objectif est d’immerger deux hydroliennes -chacune d’une puissance de 2MW, de 1000 tonnes et d’un diamètre de 18 mètres- pouvant subvenir aux besoins en électricité d’un millier de foyers, puis par la suite augmenter considérablement ce nombre d’hydroliennes. La première hydrolienne est submergée en novembre 2016, et fait seulement six mois au fond de l’eau, en raison des fortes marées. Une seconde hydrolienne est installée fin juillet 2018, juste avant qu’OpenHydro cesse ses activités dans l’énergie marémotrice. L’hydrolienne a été débranchée du réseau, mais continue de tourner sous l’eau. Par la suite, la société Emera se retire également du projet.[57] La question environnementale est posée :en décembre 2017, 20 000 animaux marins ont été retrouvés, échoués sur l’une des plages de la baie (langoustes, etoiles de mer, baleine à bosse…)[58]. Mais aucune étude réelle permet de trouver un lien entre ces animaux morts et l'installation des hydroliennes. Le retour sur investissement n'est pas non plus satisfaisant : en trois mois la première hydrolienne a produit 111MWh dont les deux tiers de l’énergie ont été consommés par le système même. Seuls 41,4MWh d’électricité ont ainsi été vendus.

Juste après l’échec du projet Cape Sharpe Tidal, le groupe Black Rock Tidal Power d’Halifax en débute un autre en septembre 2018. La compagnie prévoit de tester une hydrolienne de 280 kWh dans la baie de Fundy durant six mois avant d’entreprendre sa production d’électricité.[59]

Jupiter Hydro[modifier | modifier le wikicode]

Ross Sinclaire, fondateur de l’entreprise canadienne Jupiter Hydro a conçu un modèle basé sur le principe de la vis d’Archimède. En été 2012 le tout premier prototype a été testé à Vancouver et les résultats ont permis de retenir l’attention de l’Université de Calgary  qui s’est impliquée dans le projet par la suite [60]. De plus, 75% des tests ont été financés par l’ IRAP, un bras du Conseil de Recherche National Canadien[60]. Les derniers tests effectués, supervisés par l’université du Manitoba, sont menés au centre de tests canadien Hydrokinetic Turbine[60]. Enfin, en Septembre 2017 Jupiter Hydro a signé un accord avec la firme Hatch qui lui offre ses compétences en ingénierie et des tests ont été lancés dans la baie de Fundy[61].

L'hydrolienne de Jupiter Hydro s’applique autant dans les milieux fluviaux que les milieux marins. Deux vis sont immergés et connectées à des génératrices à aimants permanents de 5kW. Sur le lien suivant vous pourrez avoir un aperçu d’un des prototypes développés :[62]

Le marché des hydroliennes commence à peine à s’ouvrir avec très peu de modèles commercialisables. Avec l’idée innovante de développer des dispositifs flottants, Jupiter Hydro s’ouvre une porte sur ce marché. D’une part, le gouvernement français a annoncé en Mars 2017 qu’ils souhaitaient atteindre les 2000MW en 2023[60]. D’autre part, le Royaume-Uni a baissé son LCOE (Levelized Cost Of Energy, coût de l’énergie) de £305/MWh à £105/MWh[60]. Face à cette contrainte de devoir produire une grande quantité d’énergie pour un moindre coût, de nombreux concurrents se retirent du marché comme OpenHydro par exemple.

Jupiter Hydro s’engage à concevoir des modèles simples et adaptables à plusieurs contextes. Son efficacité a été démontrée, d’autant plus que le flux de l’eau est plus fort à la surface qu’en profondeur. Les vis étant robustes et les pontons ne comportant pas de matériaux ferreux, l’équipage est durable. Les coûts de maintenance restent raisonnables car cela ne nécessite que des petits bateaux (les plus gros navires pouvant coûter $6000/h d’opération)[63]. Puis, l’énergie est directement transformée sur le ponton pour être mise sur réseau, ce qui permet de se passer d’infrastructures « onshores ». En résumé, avec sa simplicité d’installation, d’utilisation et d’entretien ; son faible coût et son efficacité, l’hydrolienne de Jupiter Hydro se démarque des autres technologies présentes sur le marché.

Jupiter Hydro a pour objectif de se déployer dans le monde entier, en particulier dans les pays du Tiers-Monde qui pourraient en bénéficier pour leur développement[64]. Des opportunités se présentent à eux en France et au Royaume-Uni et ils possèdent des brevets en Chine, au Japon, en Corée, aux Philippines, en Afrique du Sud, aux Etats-Unis, au Mexique et en Nouvelle-Zélande[64]. Les gouvernements de ces nations portent un intérêt au développement des hydroliennes mais ne veulent pas s'avancer tant que ce ne sera pas viable économiquement. C’est-à-dire qu’à l’heure actuelle, les résultats en termes de rentabilité et de coût de production ne sont pas assez convaincants. Mais Jupiter Hydro s’engage à avoir un des LCOE les plus faibles du marché des technologies à marée et espère devenir un des leaders du marché des technologies à marée.


« LCOE » est l’acronyme de « Levelized Cost Of Energy », soit en français le « coût actualisé de l’énergie ». Il correspond, pour une installation de production d’énergie donnée, à la somme des coûts actualisés de production d’énergie divisée par la quantité d’énergie produite, elle aussi actualisée. Il prend en compte l’ensemble des coûts relatifs à une installation, et ce pour toute sa durée de vie [65].

Royaume-Uni[modifier | modifier le wikicode]

Le Royaume-Uni a le potentiel hydrolien le plus important d'Europe. Des projets ont donc été mis en place et, pour la plupart, ils ne sont pas encore achevés.

Carte du détroit de Pentland Firth

Tout d'abord, des entreprises développent des prototypes d'hydrolienne pour favoriser l'implantation des énergies marines au Royaume-Uni. Par exemple, en 2010, l’entreprise Atlantis Energy implantée en Angleterre et au Singapour inaugure sa nouvelle hydrolienne AK1000. Constituée de deux turbines, il s’agissait à l’époque de la plus grande et plus puissante hydrolienne du monde. [66]

En 2013, la construction du plus grand parc hydrolien d’Europe en Ecosse débute. Ce projet, nommé MeyGen, a pour objectif d’être terminé en 2020 et de produire 86 MW, puis 400 MW sur le long terme. Il sera construit au Nord de l’Ecosse dans le détroit de Pentland Firth à 4 kilomètres des côtes. Il est dirigé par un consortium. C’est un groupe d’acteurs qui collaborent pour réaliser un projet. L’entreprise SIMEC Atlantis Energy est l’acteur le plus important. [67] Cette ferme a déjà produit plus de 6 GWh d’électricité. Le projet est composé de différentes phases. En 2017, 4 premières turbines sont installées. Les trois premières ont été construites par Andritz Hydro Hammerfest et la dernière est l’hydrolienne Atlantis AR1500. L’efficacité du système ainsi que l’impact environnemental vont être évalués.[68] Le projet sera ensuite poursuivi et d'autres turbines seront déployées.

En 2018, un accord a été signé pour que l’entreprise Orbital Marine Power installe sa nouvelle hydrolienne « O2 » sur le site d’Anglesey Ouest aux Pays de Galles. Cette hydrolienne est une structure flottante constituée de deux turbines et a une puissance de 2 MW. [69] Il reste donc encore des projets qui sont prometteurs.


Limites du système[modifier | modifier le wikicode]

Matériaux[modifier | modifier le wikicode]

[70]Comme mentionné dans la partie "Cycle de vie", les matériaux employés consistent en une problématique principale pour l'hydrolienne. Aujourd’hui, les principaux constructeurs (comme Open hydro) ont abandonné les solutions classiques que sont l’aluminium, le laiton, le bronze et se tournent vers les pâles en matériaux composites (fibre de carbone, fibre de verre, le Kevlar, la résine). En effet, ces matériaux sont très fiables dans les environnements rudes car ils résistent à la corrosion. Cet avantage est non négligeable compte tenu des difficultés de maintenance des systèmes. De plus, ces matériaux sont légers ce qui permet de faire des économies pour le transport, ils permettent de réaliser des pièces à formes complexes. Ils présentent une très bonne résistance à la fatigue et sont résistants mécaniquement. On peut aussi ajouter que certains constructeurs se tournent vers les élastomères à base de caoutchouc naturels pour les capacités à se déformer, le fait que l’on puisse améliorer ses propriétés mécaniques avec des additifs ou encore le fait qu’il résiste à la corrosion. Cependant, les matériaux présentés ci-dessus sont très onéreux. Pour la construction de la structure de porteuse, il existe donc des techniques de traitement de l’acier pour éviter la corrosion (l’emploi de peintures, de gaines en plastique, la galvanisation de l’acier par le zinc, utilisation d’une anode sacrificielle).   

Aspects économiques[modifier | modifier le wikicode]

En ce qui concerne les hydroliennes et leur exploitation, il existe de nombreux aspects économiques à prendre en compte.Tout d'abord, pour un projet d'installation d'hydrolienne, il y a plusieurs acteurs qui interviennent. En effet, nous avons bien évidemment les sociétés principales qui fabriquent les hydroliennes, mais aussi toutes les autres entreprises qui s'occupent notamment des fournitures en aciers, des constructions sous marines ou encore des installations électriques en mer.

Les coûts liés à un projet hydrolien[modifier | modifier le wikicode]

Les coûts peuvent être divisés en plusieurs catégories que nous allons étudier en nous basant sur les chiffres du projet d'hydrolienne MCT. Marine Current Turbines Limited (MCT) est une grosse société britannique fondée en 2000, qui a été la première dans le monde a installé une hydrolienne commerciale en 2008. Elle a finalement été rachetée en 2012 par Siemens.[71]

R&D:

La première chose qui est faite lors d'un projet hydrolien consiste en de la recherche et développement. En effet, beaucoup de recherches sont faites concernant les aspects techniques, le lieu d'installation de ces dernières puisqu'il n'existe encore actuellement aucun modèle parfait exploitable. Aussi, on commence les expérimentations sur les rotors choisis. Cette phase de R&D peut être estimée à 9 millions d'euros pour le projet MCT par exemple.

Fabrication:

Le prix de fabrication des turbines et de la structure de l'hydrolienne dépend bien évidemment des dimensions de ces éléments. D'après le rapport de projet ADEM1[72], voici un tableau récapitulatif du coût d'une hydrolienne en fonction du diamètre des pales.

Coût de fabrication d'une hydrolienne en fonction du diamètre des pâles
Diamètre des pâles (m) 10 15 20
Coût de fabrication (en £) 214 000 375 000 623 000

Pour entrer plus en détails, nous allons étudier les coûts des différents éléments d'une hydrolienne constituée de pâles de 20 mètres de diamètre de l'hydrolienne MCT.

Tableau détaillé du coût des éléments d'une hydrolienne

De ce tableau, nous pouvons voir que le rotor et la transmission (chaîne cinématique) représentent à eux seuls plus de 50% du budget de l'hydrolienne. En effet, cela semble très logique puisque qu'il s'agit des deux parties principales de l'hydrolienne, ayant pour rôle la conversion de l'énergie des courants en électricité.

Installation:

Ensuite, nous avons les coûts d'installation. En effet, une fois que l'hydrolienne est montée, il faut la transporter jusqu'à la zone d'installation, l'installer dans une zone préalablement aménagée.De manière générale, le coût d'installation est de 3,8 millions d'euros pour chaque mégawatt installé, soit près d'un million de plus que pour l'éolienne.

Tableau récapitulatif des coûts d'installation d'une hydrolienne MCT[72]
Tâche Mobilisation et transport Forage et installation des piles Installation des turbines Total
coût (en £) 150 000 70 000 30 000 250 000

Entretien:

Enfin, il y a les coûts annuels fixes regroupant notamment les frais d'assurances et de maintenance. Par rapport à ces coûts l'effet volume est applicable. En effet, plus on a d'hydroliennes, et plus le prix par unité est bas.

Frais annuel fixe en fonction du nombre d'hydroliennes
Nombre d'hydroliennes Maintenance (en £) Assurance (en £)
1 43 000 15 500
5 141 000 77 500
30 710 000 465 000
Le coût de l’électricité[modifier | modifier le wikicode]

Aujourd'hui, le prix du MWh pour l'énergie provenant de l'hydrolien marin est encore assez élevé par rapport aux énergies fossiles et nucléaire. En effet, d'après le rapport de l'ADEME[73], le coût total de production de l'énergie hydrolien est estimé entre 123€ et 571€ pour le MWh.

Les impacts économiques[modifier | modifier le wikicode]

En ce qui concerne les impacts économiques engendrés par l'hydrolien, il y a bien évidemment la création d'emplois dans la région concernée. Plusieurs nouveaux postes sont créés dans la gestion du site, dans l'administration et ainsi qu'un nombre important de techniciens formés pour effectuer la maintenance des hydroliennes.

Aussi, ces dernières années, le marché de l'hydrolien a montré ses limites. En effet, comme nous l'avons montré précédemment de nombreux projets sont tombés à l'abandon. Dans une interview, le président de Naval Energie Laurent Schneider Maunoury explique ceci par deux choses. D'un coté le manque de perspectives commerciales puisqu'ils n'ont reçu aucune commande pour leur projet, et de l'autre il dit que "le potentiel aujourd’hui exploitable ne permet pas d’envisager une baisse de coût suffisant pour être compétitif par rapport aux autres technologies".[74]

Puissance et énergie[modifier | modifier le wikicode]

La puissance fournie par une hydrolienne dépend de nombreux paramètres que nous allons définir ici. Puis, nous allons comparer cette puissance à celle d’une éolienne et à celle produite par d’autres systèmes de production d’électricité.

L’hydrolienne VS l’éolienne [modifier | modifier le wikicode]

Pour comparer les deux systèmes, nous allons utiliser les modèles de l’éolienne E-126 (une des plus grandes éoliennes terrestres de l’entreprise allemande Enercon) et de l’hydrolienne de la société norvégienne Hammerfast Ström.[75]

On propose de calculer la puissance développée par les deux turbines. Cette dernière se calcule à l’aide la formule  (où est la masse volumique de l’eau ou de l’air, S la surface balayée par les pâles et V la vitesse des courants ou des vents).   

  • Pour l’hydrolienne : car cette hydrolienne a un diamètre 12m et subit en moyenne des courants de 2 m/s.
  • Pour l’éolienne : car cette éolienne a un diamètre 116 m et subit en moyenne des courants de 2 m/s.  


On remarque alors qu’une éolienne est capable de fournir une puissance beaucoup plus importante.

Cependant, il ne faut pas négliger le fait que la longueur des pâles de l’éolienne est beaucoup plus importante. En effet, en utilisant la même formule que précédemment, on peut obtenir que, pour fournir une puissance de 1MW, il faut une hydrolienne de 17.8m ou une éolienne de 46m. Ainsi, un parc hydrolien peut fournir la même puissance qu’un parc hydrolien tout en occupant une plus petite surface.

L’hydrolien VS d'autres systèmes de production d’électricité[modifier | modifier le wikicode]
Comparaison de la production électrique entre l'hydrolien et d'autres systèmes de production

Système de production d’électricité
Le parc hydrolien de Paimpol-Bréhat L’usine marémotrice de la Rance Le barrage de Vouglans La centrale nucléaire de Saint-Alban (une unité de production)
Puissance moyenne en MW 2 à 3 [75] 240 [76] 285[77] 1300[78]
Energie en GWh/an    3 (en 2012)[79] 500 (en moyenne)[80] 300  [77]  18 millions (en moyenne)[78]
Prix (€/MWh) De 123 et 571 120 [81] De 15 à 20 100   

Dans ce tableau, il est important de préciser que les coûts de production de l’électricité sont fournis par l’ADEME [79], ils datent de 2016 et sont déterminés avec le calcul du LCOE (Lovelized Cost Of Energy). De plus, l’étendue importante du prix pour l’hydrolienne dépend du taux d’actualisation. On peut ajouter que la filière en est à un stade de recherche et développement ou pré-commercialisation, le potentiel de réduction des coûts est très important. Le prix du mégawatt pourrait donc même avoisiner 130 euros, or pour cela il faudra que les hydroliennes passent une séries de tests et fassent leurs preuves. Le faible retour d’expérience peut nous emmener à remettre en question les chiffres obtenus. Cependant en comparant ces chiffres avec des hydroliennes de nouvelles génération on pourrait obtenir un prix du mégawatt d'environ 200€ en moyenne. On peut également justifier le choix de nos systèmes de production d’électricité. Tout d’abord, nous avons choisi uniquement des installations françaises pour mieux les comparer. Ensuite, nous avons choisi un ensemble de systèmes variés pour pouvoir avoir une meilleure vision des limites de l’hydrolien

Grâce à ce tableau récapitulatif, nous pouvons nous rendre compte que si les hydroliennes veulent être compétitives sur le plan énergétique, elles doivent consister en de vastes parcs qui comptent des centaines d’hydroliennes. En effet, le parc de Paimpol-Bréhat n’est qu’un parc expérimental pour le moment.

Taux de retour énergétique

Le taux de retour énergétique est un facteur essentiel dans l’étude de la viabilité d’un système de production d’énergie. En effet, il s’agit du rapport entre l’énergie utilisable (acquise grâce à notre système) et l’énergie consommée pour obtenir cette énergie. Pour ce qui s‘agit de l’hydrolien, il est difficile de pouvoir donner des chiffres exacts car le système n’est pas encore commercialisé. On ne connait donc pas toutes les dépenses qui seront nécessaires. Cependant, en 2008, Rob Hopkins écrit « The Transition Handbook: From oil to local resilience” dans lequel il décrit les retours énergétiques des systèmes de production d’énergie.[82] On peut alors y trouver que l’hydrolien présenterait un retour énergétique de 17. Les sables bitumineux ont un retour énergétique de 1 ce qui signifie qu’ils ont besoin d’autant d’énergie qu’ils en consomment. Cela est dû aux besoins énergétiques pour l’installation et la maintenance. Il est évident que ce système n’est pas du tout viable pour nos sociétés. Afin de mieux pouvoir comparer, on peut préciser que l’éolien terrestre à un retour énergétique de 27 mais que la géothermie n’a un retour énergétique que de 6. Les chiffres avancés ne sont évidemment pas totalement fiables, il faut laisser au système le temps d’arriver à sa maturité. Cependant, ils permettent peut-être d’expliquer pourquoi malgré la faible puissance produite, les grands groupes continuent à investir dans des projets innovants dans le domaine de l’hydrolien.

Comparaison hydrolienne VS usine marémotrice   [modifier | modifier le wikicode]

L’hydrolienne et l’usine marémotrice sont deux systèmes qui produisent de l’énergie électrique à partir de l’énergie des courants de marée. Ils présentent alors les mêmes avantages concernant la source d’énergie c’est-à-dire un potentiel important et prévisible, une énergie renouvelable qui profite de la forte densité de l’eau (ce qui la rend compétitive par rapport à l’éolien).

Les usines ont commencé à être développées avant les hydroliennes mais sont-elles pour autant une source d’énergie plus fiable et plus intéressante ? Cette question a lieu d'être posée puisqu'on constate que de nombreux projets hydroliens sont abandonnés avant une réelle exploitation du système. En revanche, il existe actuellement plusieurs usines marémotrices en fonctionnement.

D’un point de vue énergétique:

Schéma du fonctionnement général de l'usine marémotrice

Comme développé dans la partie "Puissance et énergie", nous pouvons voir que les usines marémotrices ont un potentiel énergétique beaucoup plus fort et qu’elles peuvent développer une puissance beaucoup plus importante. En effet, il s’agit d’un barrage qui va séparer une retenue d’eau de la mer et qui va jouer sur la différence de potentiel que peut créer une marée pour faire tourner des turbines qui produiront de l’électricité. Par exemple, l’usine de la Rance comporte 24 unités de productions (bulbes) de 10 MW chacun[76]. Lorsque la marée monte, on ferme les vannes et le niveau du bassin va se retrouver plus bas. Une fois que la marée est haute, on ouvre les vannes et l’eau s’écoule de la mer vers le bassin qui se remplit. L’écoulement de l’eau entraîne la rotation des turbines. On ferme de nouveau les vannes et la marée descend. Une fois que la marée est basse, on vide le bassin. Et les turbines sont de nouveau sollicitées. Le cycle complet qui vient d’être décrit peut s’effectuer uniquement lors des fortes marées. Si ce n’est pas le cas, le remplissage s’effectue sans faire tourner les pâles. On ouvre alors uniquement les vannes. 

De plus, au-delà de la puissance moyenne développée, il est intéressant de comparer l’énergie produite par an par chacun des deux systèmes. Ainsi, une usine marémotrice produit 200 fois plus de gigawatt-heure par an que le parc de Paimpol-Bréhat. On peut expliquer ce résultat par le fait que l’usine marémotrice a une puissance plus élevée et qu’elle fonctionne entre 2000 et 2500 heures en moyenne sur un an. Pour les hydroliennes, on a une puissance beaucoup plus faible même si le temps d’exposition est plus important (entre 3000 et 3500 heures par an). Cette différence de temps de fonctionnement est due au fait que l’usine marémotrice nécessite un temps de remplissage et vidage du bassin pendant lequel les turbines ne tournent pas. Cependant, une usine marémotrice fonctionne quasiment toujours à puissance maximale.   



D’un point de vue environnemental:

Photo d'une hydrolienne Sabella
Photo d'une hydrolienne Sabella D10, première hydrolienne soumise à une étude environnementale.

Les hydroliennes présentent un avantage qui est leur faible impact sur l’environnement. En effet, le rotor (partie mobile de l’hydrolienne) est étudié pour ne pas perturber la vie marine. Il a des bords arrondis ce qui évite de couper les animaux marins. De plus, les hélices ne sont pas dangereuses car elles tournent très lentement (contrairement aux éoliennes). Enfin, les hydroliennes ne rejettent aucun déchet. L’entreprise « Sabella » est la première en France à avoir effectué une étude sur l’impact des hydroliennes sur l’environnement. Leurs tests n’ont donné aucune augmentation de la mortalité des poissons ni de la modification du comportement de la faune ou de la végétation.  L’étude est même allée jusqu’à observer que le socle et l’armature de l’hydrolienne est devenue un récif où de nombreuses espèces se sont implantées.  Malgré les résultats de cette étude, on peut quand même affirmer que les hydroliennes créent des zones de turbulences au niveau du fond marin et qu'il est difficile d'évaluer les impacts environnementaux aujourd'hui. [83]

Il demeure important de préciser que les hydroliennes sont des systèmes qui ne sont pas encore au stade de la commercialisation générale dans le monde. Il est donc difficile d'évaluer tous les impacts environnementaux. En effet, les éoliennes peuvent nous servir d'exemple. On a pu constater que les éoliennes ont éloigné les prédateurs des lézards qui ont vu leur nombre multiplié par trois. Cette situation a complètement modifié leur morphologie et leur comportement [84]. De la même manière, on peut supposer que les hydroliennes ont un réel impact sur la biodiversité mais il est difficile de le mesurer aujourd'hui.

Pour ce qui s’agit de l’usine marémotrice, son impact environnemental est beaucoup plus important que celui de l’hydrolienne. Tout d’abord, la construction de l’usine nécessite une mise à sec de la zone. De plus, son fonctionnement nécessite la formation d’une retenue d’eau. Même si EDF a minimisé les impacts en réalisant une communication réductrice concernant le sujet, ces derniers sont désormais plus contestables. Ainsi, l’inspection générale de l’environnement sur le barrage de la Rance a publié en 2003 un rapport dans lequel ils expliquent qu’entre 30 000 et 50 000 m2 de sédiments ont été déposés dans le bassin de retenue.[85] De plus, plus de 2 millions de m2 de vase se retrouvent accumulés au même endroit. Pour donner suite à ce constat alarmant, l’Etat publie successivement deux rapports dans lesquels il conseille de ne plus implanter d’usine marémotrice. C’est donc l’Etat et EDF qui doivent conjointement mettre en place un plan de financement pour sauver l’écosystème dégradé. Cependant, on assiste depuis récemment à une repopulation du bassin par des bars et des lieus. Il semblerait que l’estuaire retrouve un nouvel état d’équilibre très différent de l’ancien. On peut donc en conclure que l’implantation de parcs hydroliens doit être largement favorisé par rapport aux usines marémotrices.   

D’un point de vue économique:

L’usine de la Rance a été construite pour un budget total de 95 millions d’euros. Le coût de production de l’électricité est alors estimé à 0.12 euros par kilowattheure[86]. Aujourd’hui, l’usine marémotrice représente une source d’emploi (30% des prestations extérieures sont réalisées par des fournisseurs régionaux) et une source de revenus pour les collectivités territoriales. De plus, 70 000 personnes visitent l’usine chaque année ce qui fait de l’usine de la Rance l’un des trois sites industriels les plus visités [87] . Cette importante fréquentation engendre de nombreux emplois dans le secteur touristique.

Le projet Paimpol-Bréhat qui vise à installer un parc d’hydroliennes présente un budget de 40 millions d’euros dont 7.2 millions d’euros provenant de l’Etat. Selon l’ADEME, le coût total de production de l’hydrolien marin est estimé entre 123 et 571 euros par mégawatt-heure [88]. Cependant, il reste très difficile d’évaluer le coût de construction d’un parc hydrolien car très peux sont actuellement implantés et assez vieux pour avoir assez de recul quant à la quantité d’investissements nécessaires. On peu trouver les chiffres détaillés pour le projet d'hydrolienne MCT dans l'une des parties ci dessus.



Du point de vue de l’opinion publique générale :

L’usine marémotrice a été très soutenue par l’Etat lors de son lancement. En effet, dès son inauguration le Général De Gaulle a déclaré « Ce projet va faire de la Bretagne une des régions essentielles de l’expansion française »[89]. Cette usine marée motrice arrive dans une période de grands projets pour la France qui cherche à rattraper son retard de développement par rapport aux Etats-Unis. L’usine a donc suscité un grand enthousiasme car il s’agissait d’un projet révolutionnaire et d’une grandeur jamais égalée. De plus la médiatisation de ce projet est conséquente, on peut notamment relever les nombreux articles contenant le terme Rance" dont 21 articles édités entre 1962 et 1997 par la revue internationale de l'eau "La Houille Blanche".

Aujourd’hui, l’usine est très critiquée par les pêcheurs qui se sont retrouvés dépendants de l’ouverture et de la fermeture de l’écluse. Le barrage se retrouve donc petit à petit très peu aimé. On le surnomme alors « le grand lac salé ». On en conclut donc que l’usine marémotrice est très mal vue du point de vue de la population locale. Cependant, la médiatisation importante autour du projet a fait qu’aujourd’hui l’opinion publique française reste majoritairement favorable au projet. Il s'agit d'un emblème français représentant une véritable épopée industrielle.

[90]L’hydrolien est une technologie qui n’est pas encore au stade de la commercialisation. Ainsi, il n’existe pas d’opinion publique sur le sujet. L'acceptation générale est sûrement due au fait que les hydroliennes sont implantées dans les fonds marins et ne sont donc pas visibles. On peut cependant remarquer que l’acceptation sociale des énergies marines est moins évidente lorsque l’on interroge les personnes directement touchées par leur développement. Par exemple, les pêcheurs ne sont pas formellement opposés au développement de l’hydrolien mais ils émettent des doutes et des questionnements légitimes. Les groupes d’opposants au projet de Paimpol-Bréhat se distingue par une forte hétérogénéité car elle regroupe les pronucléaires, les antinucléaires, l’ensemble des horizons politiques… On peut cependant insister sur le fait que cette contestation est minoritaire. Pour en arriver là les porteurs des projets ont mis en place des stratégies d’acceptabilité, ils ont donc travaillé en amont les probabilités d’approbation afin de limiter les risques de rejets. Quatre stratégies ont été mise en place :   

  • Les mécanismes de concertation au prisme des rapports de pouvoir : il s’agit d'actions de concertation avec tous les acteurs (débats public, présence à des manifestations sportives ou culturelles…)
  • La négociation de la présence des hydroliennes par la compensation : attribuée à un territoire subissant les impacts négatifs de l’installation de structures utiles au bien public. Elles peuvent être de différentes natures (financières, environnementales ou mesures d’accompagnement).
  • La fiscalité locale : permet l’acceptabilité des maires des communes.
  • La mobilisation de l’imaginaire acquis à la technique : on crée un nouvel imaginaire autour du milieu marin via des documents iconographiques.   


L'hydrolienne ne marquant pas un progrès fondamental ou une innovation extraordinaire, il est compréhensible qu'il ne s'agisse pas d'une révolution à l'origine de la production majeure d'énergie sur terre.

Conclusion[modifier | modifier le wikicode]

En conclusion, l’homme a toujours recherché une source d’énergie inépuisable. L’énergie hydraulique semblerait être la solution rêvée. En effet, l'eau est présente sur 2/3 de la surface du globe. Ainsi, dès l’Antiquité, les moulins ont démontré le potentiel des courants, puis au fur et à mesure des innovations technologiques, les barrages et usines marémotrices ont fait leur apparition. Il a été alors question de réaliser des hydroliennes. Tout d’abord les turbines traditionnelles ont été testées, puis, à cause de la corrosion, du coût d’entretien et des conditions d’utilisation (vitesse du courant notamment), de nouveaux types d’hydroliennes ont été réalisés. Ces tests sont encore en cours. La promesse de l’énergie hydraulique a été catastrophique pour de nombreuses startups qui ont du renoncer à leurs projets fautes d’investissements et de résultats. Pourtant, nous pouvons retrouver sans cesse de nouveaux projets essayant de dompter l’énergie marine. Cela s’explique car nous croyons tous que la technologie pourra réussir à résister aux forces maritimes, qu’il suffit d’avoir une bonne idée. Les moulins ont imprégnés l’imaginaire collectif et nous sommes surpris que ces vieux bâtiments soient si résistants et marchent si bien. Nous sommes sûrs que nous pouvons faire beaucoup mieux. De plus, le développement d’une turbine est simple à faire également car elle reprend grossièrement le principe d’une roue à eau. C’est alors un concept plutôt simple à démocratiser car nous avons tous l’idée en tête d’une roue à eau à l’aide des moulins. Cela explique pourquoi autant de projets voient le jour : l’envie d’utiliser l’énergie hydraulique est très importante, le fonctionnement est simple à expliquer.

Nous pouvons donc en déduire que malgré les nombreux obstacles et échecs, nous verrons toujours de nouveaux projets en lien avec les courants marins car c’est une technologie qui a l’air primitive au premier abord et très simple à expliquer et donc à vendre car elle parle à l’imaginaire de tous.

Sources[modifier | modifier le wikicode]

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Auteurs[modifier | modifier le wikicode]

BERRADA Mehdi

DELENNE Mélanie

DYMSKI-PALMA Mathias

GONCALVES Marion

NGUYEN Emilie

PUGNET Lise

ROYER Louise

VIENNET Léo