Lâché par GE, Engie abandonne le projet hydrolien Nepthyd Lâché par GE, Engie abandonne le projet hydrolien Nepthyd

Lâché par GE, Engie abandonne le projet hydrolien Nepthyd

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Mauvaise nouvelle pour la filière hydrolienne française. Le projet Nepthyp, l’un des symboles des grandes ambitions hexagonales en la matière, ne devrait finalement pas se concrétiser. Le groupe Engie a annoncé le 6 janvier dernier l’abandon du projet en raison du retrait inattendu du fournisseur principal, General Electric.

Une énergie à fort potentiel en France

Exploitant des courants marins à la fois réguliers et prévisibles, l’énergie hydrolienne dispose d’atouts précieux pour assurer la stabilité du réseau électrique en comparaison aux problèmes d’intermittences rencontrés par l’éolien ou le solaire, et affiche de fortes perspectives de développement à l’échelle internationale. Compte tenu des ressources disponibles, le marché mondial de l’énergie hydrolienne pourrait en effet représenter entre 70 milliards et 100 milliards d’euros à l’horizon 2030, pour une puissance de production électrique estimée à 90 gigawatts.

En France, les courants marins au large des côtes, qui s’étendent sur 3.400 kilomètres, seraient suffisamment forts pour faire fonctionner plusieurs fermes hydroliennes, et le gouvernement souhaiterait atteindre près de 50 MW de capacités installées en 2020 dans le cadre du Plan d’Action National en faveur des Energies Renouvelables, sur les 400 MW potentiels identifiés par l’ADEME. Plusieurs fabricants de turbines comme Hydroquest, Sabella, ou DCNS, associés aux grands groupes énergétiques (Engie, EDF, GE, etc.) se sont d’ores et déjà positionnés sur ce marché en devenir, et ont enregistrés depuis 2015 les premières productions officielles d’électricité.

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Plusieurs projets en cours bénéficient même de financements publics prévus dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA), et de mécanismes de tarif d’achat avantageux. Citons notamment les deux projets hydroliens sélectionnés suite à l’appel à projets de 2014 concernant la pointe du Contentin dans le Raz Blanchard, et remportés par Nepthyd et Normandie Hydro.

Le projet Nepthyd à l’arrêt

Parc hydrolien pilote Nephtyd

Le projet Nepthyd (Normandie Energie PiloTe HYDrolien) prévoyait d’exploiter quatre hydroliennes Oceade fournies par Alstom (racheté depuis par l’américain GE), avec un rotor de 18 mètres de diamètre et une capacité de 1,4 mégawatt chacune, au large de la pointe nord-ouest du Cotentin. Coordonné par Engie, ce projet venait de recevoir le feu vert de la Commission européenne et devait entamer son chantier dès cette année pour un coût total de 101 millions d’euros dont 51 millions d’euros financés par le PIA.

Problème, le rachat du groupe Alstom par GE semble avoir changé la donne et le groupe américain se serait progressivement désengagé de son activité hydrolienne, jugée trop peu mature. General Electric aurait même décidé de suspendre de manière unilatérale le développement de la turbine Oceade de 1,4 mégawatt, ne laissant d’autres choix à l’énergéticien français que d’abandonner le projet Nepthyd à son tour. « Engie manque de visibilité de la part d’un fournisseur au sujet du développement de la technologie. Ce manque de visibilité contraint Engie à arrêter le développement du projet », a déclaré vendredi une porte-parole du groupe, confirmant une information du journal Les Echos.

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Si le groupe américain n’a pas souhaité communiqué sur le sujet, il a tout de même confirmé aux Echos que le marché de l’énergie hydrolienne n’était selon lui pas à la hauteur des attentes suscitées entre 2009 et 2013. Les 40 personnes qui travaillaient dans le secteur au sein de GE auraient été redéployées sur des activités à forte croissance, comme l’éolien en mer, posé ou flottant.

Une filière industrielle malgré tout prometteuse

Les espoirs de la filière reposent donc désormais principalement sur le projet Normandie Hydro emmené par EDF et DCNS et qui devra tester la viabilité technico-économique de cette énergie marine en devenir. Ce projet de 14 MW (sept hydroliennes) s’inscrit dans la continuité du déploiement du parc expérimental de Paimpol-Bréhat dont la production a été suspendue pour cause de maintenance.

Modélisation du parc hydrolien Normanide Hydro

« En 2018, sept turbines seront mises à l’eau au Raz Blanchard, dans une ferme pilote. Nous voulons démontrer que la production d’énergie hydrolienne est possible et travailler sur son modèle économique », explique à Ouest-France Thierry Kalanquin, président d’OpenHydro, filiale de DCNS spécialisée dans l’hydrolien. Pour ce faire, le fabricant de turbines sous-marines a inauguré l’été dernier de nouveaux locaux à Cherbourg et prévoit de lancer prochainement la construction d’une usine sur le port de commerce. En concentrant son activité sur les côtés de la Manche, le fabricant entend se positionner sur le marché français de l’hydrolien bien sûr, mais également sur les marchés européen et international, déjà très prometteurs. « D’ici 2022, il pourrait y avoir 150 turbines créées pour les fermes hydroliennes françaises et autant sur l’île d’Aurigny, entre Cherbourg et l’Angleterre », estime le président de la filiale.

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De son côté, le projet du Fromveur, au large de l’île d’Ouessant, mené par la PME bretonne Sabella, a testé avec succès de juin 2015 à juin 2016 une turbine de 1 MW et inauguré ainsi le raccordement de la première hydrolienne au réseau électrique français. « Nous avons produit 70 MWh sur la période », souligne son président, Jean-François Daviau. La société espère maintenant le lancement d’un appel d’offres pour une ferme de quatre hydroliennes au large d’Ouessant, attendu ce printemps.

Crédits photo : Nephtyd – Ademe

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • ou encore :

    http://www.actu-environnement.com/ae/news/energies-marines-renouvelables-dcns-cree-filiale-hydrolien-eolien-flottant-28232.php4

    Sans parler des autres entreprises françaises qui ont des projets innovants dans ce domaine et qui peuvent relativement facilement trouver des partenaires en Europe et dans le monde.

    L’argument relatif au « manque de maturité » du secteur ne semble pas le véritable motif compte tenu des développements déjà réalisés dans le monde, le marché et l’intérêt de ce secteur des renouvelables.

    Répondre
  • On parle beaucoup du potentiel important des hydroliennes, mais on ne dit rien des résultats des différentes réalisations. Que penser de ce silence? Peut-on répondre à quelques questions simples sur les observations que l’on a pu faire:
    Quelle puissance obtient-on suivant la vitesse du courant?
    Comment adapte-t-on l’installation quand le courant change de sens?
    Quelle énergie obtient-t-on en 24 heures en fonction du coefficient de marée? pour chaque site.
    Que donne le calcul (ou l’observation sur une longue période) pour un cycle annuel.
    Est-il possible de produire de l’énergie sans restriction pour des valeurs de la vitesse du courant, même très faibles?
    Combien pèse l’ensemble de la turbine et de l’alternateur, et combien coûte cet ensemble, monté?
    Comment peut-on assurer l’entretien?

    Tant que ces questions n’auront pas reçu de réponse, toute estimation du potentiel de cette technique ne peut être raisonnablement avancée. Et le refus de rendre compte de l’expérience acquise signifierait que cette technique n’a aucun avenir, en tous cas à grande échelle…

    J’aimerais avoir tort, mais ne suis pas optimiste.

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  • @ François Cordelle : il est normal qu’il n’y ait pas de données d’ensemble pratiques puisqu’il n’y a pas encore de parc installé mais de nombreuses technologies en cours de tests dans différents sites dont les conditions ne sont généralement pas identiques. On connaît les potentiels, de même que les résultats obtenus pour les prototypes testés. Le problème n’est pas là puisque les données sont concluantes compte tenu de la puissance de l’énergie marine, apportée notamment par la densité de l’eau et la vitesse des courants, mais dans l’optimisation des techniques in situ, leur fiabilité sur la durée, leur coût. Travailler sur des sites producteurs nécessite par ailleurs un certain savoir faire (et le pied marin !)

    Voici des données pour un seul système, vous allez comprendre que l’optimisation de tous ces paramètres demande du temps et est complexe. Cà n’enlève rien à l’intérêt énergétique et économique de ces techniques

    http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544215001930

    Vous ne tarderez pas à connaître les résultats précis de production des unités à grande échelle mises en place par exemple en Grande Bretagne dans le cadre de l’énergie marémotrice qui n’est pourtant pas nouvelle mais qui a été optimisée et dont les travaux seront bientôt achevés.

    Le problème est assez similaire par exemple pour les véhicules, il faut optimiser chaque élément (rien qu’abaisser le poids des carrosseries en intégrant tous les autres critères est complexe), de même pour les batteries. Cà a pris plus de temps que pour les hydroliennes d’arriver à des véhicules électriques (les plus efficients énergétiquement) qui ont 600 km d’autonomie avec une recharge en moins de 20 minutes (batteries Samsung présentée récemment aux EU) et dont l’efficacité énergétique est importante mais qui ont encore un potentiel élevé d’améliorations. Il n’y a pas lieu d’être pessimiste, juste un peu patient !

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  • Il y’a dans votre article une réponse à la question posée par François. Le dernier paragraphe parle de l’expérimentation d’une turbine de 1 MW de juin 2015 à juin 2016 avec pour résultat 70 MWh de produit. L’hydrolienne a donc fonctionné l’équivalent de 70h à pleine puissance sur environ 8760h (365 x 24h), ou encore 3 jours sur 365. Ce qui donne un facteur de charge « moyen » de 0.008%. C’est un facteur certes souvent peu représentatif lorsque mal utilisé et interprété, et on parle ici de prototypage, cela n’en reste pas moins très très peu convaincant ! Tant d’argent et d’énergie pour cela, espérons qu’il feront mieux par la suite sinon effectivement, il y’a bien mieux à faire de cet argent. A suivre…

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    • @ KoJ : l’article ne vous fournit pas les données complètes donc vous faîtes évidemment une erreur de calcul dont le résultat n’a aucun sens. Le facteur de charge des hydroliennes est actuellement en moyenne de l’ordre de 46 à 57%, et encore une fois le problème n’est pas là ni le coût dont on sait qu’il est en mesure de baisser fortement en phase industrielle comme pour les autres secteurs renouvelables entre autres, mais plus dans l’optimisation des technologies, leur fiabilité à long terme vu le milieu, la simplification de l’entretien, notamment.

      Pour info voir :

      http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/hydroliennes

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