Énergies marines

Les énergies marines, aussi appelées énergies océaniques, regroupent les technologies qui tirent de l’électricité du mouvement, de la température ou de la salinité de l’eau de mer : marées, courants de marée, vagues, gradients thermiques et mélange de l’eau douce et de l’eau salée. Sur le papier, la ressource est énorme. Le Special Report on Renewable Energy Sources du GIEC (2011) estimait le potentiel théorique mondial à plusieurs milliers voire dizaines de milliers de TWh par an pour la seule énergie des vagues et l’énergie thermique, et les marées comptent parmi les flux d’énergie les plus prévisibles de la planète. En pratique, la filière reste minuscule. Environ 0,5 GW fonctionnent dans le monde et produisent de l’ordre de 1 TWh par an, moins de 0,01 % de l’électricité mondiale, et deux usines marémotrices en représentent presque la totalité. Nous passons ci-dessous en revue chaque technologie, les raisons de la lenteur des progrès, et l’état des coûts et du déploiement.

Comment fonctionnent les énergies marines

Toutes les technologies marines se heurtent au même problème d’ingénierie : la mer est un milieu hostile. Les équipements doivent résister à des efforts de houle extrêmes, à la corrosion saline, à l’encrassement biologique et aux tempêtes, et l’installation comme la maintenance dépendent de courtes fenêtres météo et de navires spécialisés. La physique diffère toutefois d’une technologie à l’autre.

Énergie marémotrice (barrages et lagunes)

L’énergie marémotrice est au fond de l’hydroélectricité de basse chute. Un barrage en travers d’un estuaire, ou une digue de lagune en mer, retient l’eau à marée haute. Une fois que la mer extérieure a baissé de plusieurs mètres, l’eau repasse par des groupes bulbes basse chute. Certains aménagements produisent aussi à la marée montante (fonctionnement double effet) ou pompent à marée haute pour augmenter la chute. L’énergie disponible par marée croît avec le carré du marnage : seuls les sites à très fortes marées, en général au-delà de 5 m environ, valent d’être aménagés.

Les centrales réelles ne récupèrent qu’une partie du chiffre théorique, en général un tiers ou moins. Les turbines ne peuvent pas fonctionner sur toute la plage de chute, et l’exploitation doit respecter des contraintes de navigation et d’écologie. Le calculateur d’énergie marémotrice estime la production pour les deux approches.

Hydroliennes

Les hydroliennes sont placées dans les courants rapides des détroits et au large des caps, où le courant de pointe dépasse régulièrement 2 à 2,5 m/s. L’eau de mer étant environ 840 fois plus dense que l’air, une hydrolienne a besoin d’un rotor bien plus petit qu’une éolienne pour produire la même puissance. Un courant de 2,5 m/s porte à peu près la densité de puissance d’un vent d’environ 24 m/s. La loi du cube et la limite de Betz s’appliquent comme pour l’éolien. Parmi les conceptions : turbines à axe horizontal fixées au fond, plateformes flottantes portant des turbines suspendues (comme l’O2 de 2 MW d’Orbital Marine Power) et dispositifs en forme de cerf-volant qui « volent » dans le courant.

Énergie des vagues

Les systèmes d’énergie houlomotrice captent le mouvement des vagues de surface, qui tirent leur énergie du vent soufflant sur de longues étendues d’océan. Les meilleures ressources, souvent 40 à 70 kW par mètre de front de vague, se trouvent sur les côtes exposées à l’ouest aux latitudes moyennes et hautes : Écosse, Irlande, Portugal, Chili, sud de l’Australie et nord-ouest Pacifique des États-Unis. La densité de puissance des vagues est proportionnelle au carré de leur hauteur et à leur période. L’éolien a convergé vers l’éolienne tripale ; l’énergie des vagues n’a convergé vers aucune conception :

• Absorbeurs ponctuels : bouées dont le mouvement vertical entraîne un générateur hydraulique ou électrique linéaire.
• Colonnes d’eau oscillantes (CEO) : une chambre partiellement immergée où les vagues compriment et détendent l’air, qui entraîne une turbine à air. La centrale de la digue de Mutriku, en Espagne (environ 0,3 MW), fonctionne depuis 2011.
• Atténuateurs : longues structures flottantes articulées qui fléchissent au passage des vagues, comme le système Pelamis.
• Convertisseurs à volet oscillant : volets articulés posés au fond près du rivage, que les vagues font osciller, comme l’Oyster d’Aquamarine.
• Systèmes à déferlement : les vagues se déversent dans un réservoir surélevé qui se vide à travers des turbines basse chute.

Énergie thermique des mers

L’ETM fait fonctionner un moteur thermique entre l’eau de surface tropicale chaude et l’eau froide pompée vers 1 000 m de profondeur. Les systèmes en cycle fermé vaporisent un fluide de travail comme l’ammoniac. Les systèmes en cycle ouvert transforment l’eau de mer chaude en vapeur basse pression et peuvent produire de l’eau dessalée au passage. Avec un écart de température d’environ 20 à 24 °C seulement, le rendement de Carnot avoisine 7 % et le rendement net après pompage environ 2 à 3 % : les centrales demandent des débits d’eau et des conduites d’eau froide gigantesques. Des centrales de démonstration d’environ 100 kW fonctionnent à Hawaï (Makai Ocean Engineering) et à Okinawa, au Japon. L’ETM intéresse surtout les îles tropicales dépendantes d’une production diesel coûteuse.

Gradient de salinité

Là où l’eau des rivières rencontre la mer, la différence de concentration en sel peut se transformer en électricité. L’osmose à pression retardée fait passer l’eau douce à travers des membranes vers de l’eau de mer sous pression ; l’électrodialyse inverse utilise des membranes sélectives aux ions pour créer une tension. Statkraft a exploité un petit prototype osmotique à Tofte, en Norvège, de 2009 à 2013, puis a conclu que les membranes étaient trop peu performantes pour un usage commercial. La technologie reste au stade du laboratoire et du pilote.

Principaux projets

Des projets marémoteurs plus grands au Royaume-Uni, dont le barrage de la Severn (environ 8,6 GW) et la lagune de Swansea Bay (320 MW), ont été rejetés à plusieurs reprises pour des raisons de coût et d’environnement.

Rendement et facteur de charge

Les hydroliennes atteignent en général un coefficient de puissance de 0,35 à 0,45 et un facteur de charge d’environ 25 à 45 %, selon le choix de la puissance nominale par rapport à la vitesse de pointe du courant. Les machines de MeyGen ont affiché une disponibilité supérieure à 90 % les bonnes années. Les usines marémotrices tournent autour de 20 à 30 %, car elles ne produisent que pendant une partie de chaque cycle de marée ; la Rance tire environ 500 GWh par an de 240 MW, soit près de 24 %. Les systèmes houlomoteurs mûrs devraient atteindre 20 à 35 % sur les bons sites, mais peu ont fonctionné assez longtemps pour fournir des chiffres fiables. Comme la température des océans est stable, l’ETM pourrait en principe fonctionner en base avec des facteurs de charge supérieurs à 90 %.

Le grand atout de l’énergie des marées, c’est la prévisibilité, pas le rendement. La production se prévoit des années à l’avance, et les marées culminent à des heures différentes le long d’une côte : des sites géographiquement dispersés peuvent lisser la production totale. Cela reste une énergie renouvelable variable, mais sans erreurs de prévision liées à la météo.

Coûts

Les énergies marines sont loin d’être compétitives face aux renouvelables établies, surtout parce qu’on en a trop peu construit pour déclencher les effets d’apprentissage qui ont fait baisser les coûts de l’éolien et du solaire. Les estimations de LCOE publiées varient beaucoup :

• Hydroliennes : environ 0,20 à 0,45 EUR/kWh pour les fermes pilotes actuelles, selon l’Innovation Outlook: Ocean Energy Technologies de l’IRENA (2020) et Ocean Energy Europe. Les enchères britanniques de contrats pour différence ont accordé aux projets d’hydroliennes des prix d’exercice d’environ 178 £/MWh au cycle d’attribution 4 (2022) et d’environ 170 à 200 £/MWh lors des cycles suivants (tous aux prix de 2012), plus du triple de l’éolien en mer lors des mêmes cycles.
• Énergie des vagues : plus élevé encore, couramment estimé à 0,30–0,55 EUR/kWh ou davantage pour les premières fermes, avec une forte incertitude.
• Marémotrice : les barrages et lagunes ont un CAPEX initial très élevé, mais le génie civil dure 100 ans et les coûts d’exploitation sont faibles. La Rance est amortie depuis longtemps ; les nouveaux projets de lagune peinent à démontrer un LCOE compétitif aux taux d’actualisation commerciaux.
• ETM : les estimations pour des centrales commerciales de 10 à 100 MW varient énormément, souvent entre 0,15 et 0,40 USD/kWh, et aucune centrale à l’échelle commerciale n’existe pour les vérifier.

Le plan SET de la Commission européenne vise 0,15 EUR/kWh pour les hydroliennes en 2025 et 0,10 EUR/kWh en 2030, et 0,20 EUR/kWh pour la houle en 2025 et 0,15 EUR/kWh en 2030. Atteindre ces chiffres suppose que le déploiement cumulé passe de quelques dizaines à plusieurs centaines de mégawatts. Le calculateur de LCOE permet de comparer ces coûts à d’autres options.

Foncier, eau et matériaux

Les dispositifs marins occupent de l’espace maritime, pas des terres. Les fermes d’hydroliennes et houlomotrices exigent des zones d’exclusion qui peuvent entrer en conflit avec la navigation, la pêche et les loisirs, même si la surface par MW est comparable à celle de l’éolien en mer. Les barrages et les lagunes sont un cas à part : ils modifient durablement de vastes zones d’estran et des estuaires. Les dispositifs sont surtout faits d’acier, de béton et de composites, avec des câbles sous-marins en cuivre, et la protection contre la corrosion et les revêtements antisalissures posent leurs propres questions chimiques. Aucune eau douce n’est consommée, et les centrales ETM en cycle ouvert peuvent même en produire.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

Les analyses de cycle de vie des énergies marines reposent sur une poignée d’installations, pour la plupart des prototypes : considérez les chiffres comme indicatifs. L’annexe III du GIEC AR5 WGIII (2014) donne une fourchette d’environ 5,6 à 28 gCO2e/kWh pour les énergies marines (marées et vagues), avec une médiane d’environ 17 gCO2e/kWh, comparable à l’éolien et au solaire. Des prototypes gourmands en acier et de faibles facteurs de charge placent les premiers dispositifs en haut de la fourchette ; des fermes plus grandes et mieux conçues devraient descendre vers le bas. Pour les usines marémotrices, comme pour les barrages hydroélectriques, le carbone gris du béton domine, réparti sur une très longue durée de vie. Voir les émissions sur le cycle de vie pour la façon dont ces chiffres sont établis.

Sûreté et impacts environnementaux

Les énergies marines affichent un bon bilan pour la sécurité des personnes. Les risques sont surtout ceux, professionnels, du travail en mer. Les questions environnementales dépendent du site :

• Les barrages modifient les courants de marée, le transport des sédiments, la qualité de l’eau et les vasières où se nourrissent les oiseaux. Après la construction, l’estuaire de la Rance a mis une dizaine d’années à trouver un nouvel équilibre écologique. Les poissons qui traversent les turbines basse chute sont blessés, et l’inquiétude sur la mortalité des poissons a contribué à la fermeture d’Annapolis Royal.
• Les hydroliennes suscitent des inquiétudes de collision avec les mammifères marins, les oiseaux plongeurs et les poissons. Le suivi à MeyGen, aux États-Unis et au Canada n’a enregistré que très peu de rencontres jusqu’ici, et les bouts de pale tournent bien plus lentement que les hélices de navires, mais les données restent minces.
• Le bruit sous-marin pendant l’installation (surtout le battage de pieux) et les champs électromagnétiques des câbles ont été étudiés et sont en général jugés mineurs pour de petites fermes.
• L’ETM rejette de grands volumes d’eau profonde froide et riche en nutriments, qui pourraient perturber les écosystèmes locaux s’ils ne sont pas maîtrisés.

Perspectives

Les énergies marines en sont à peu près là où se trouvait l’éolien en mer au début des années 2000 : leur principe est prouvé, elles coûtent cher et dépendent du soutien public. Parmi les technologies récentes, les hydroliennes sont les plus avancées, menées par le Royaume-Uni, la France, le Canada et la Chine. Un soutien dédié aux revenus a donné au Royaume-Uni un portefeuille dépassant 100 MW de projets d’hydroliennes sous contrat, et les projets français du raz Blanchard espèrent suivre. L’énergie des vagues reste précommerciale après plusieurs faillites retentissantes ; des programmes comme Wave Energy Scotland et le site d’essai PacWave du département de l’Énergie américain cherchent à faire converger les conceptions. La marémotrice offre un énorme potentiel sur une poignée de sites, mais se heurte à de sérieux obstacles environnementaux et financiers. L’ETM et le gradient de salinité restent des niches.

L’intérêt à long terme repose sur la prévisibilité, sur une production qui culmine à d’autres moments que l’éolien et le solaire, et sur la valeur d’une électricité locale pour les îles et les communautés côtières isolées. Ocean Energy Europe et le programme Ocean Energy Systems de l’AIE envisagent des dizaines de gigawatts en Europe d’ici 2050 si les coûts baissent comme prévu, ce qui resterait modeste à côté de l’éolien et du solaire. Pour situer les énergies marines face aux autres renouvelables, consultez la comparaison des technologies, l’éolien en mer et la carte mondiale de l’énergie.