Mise en place d'énergies renouvelables

Mise en place d'énergies renouvelables
(Jérôme Le Ster - Antoine Marty)

A l'heure actuelle, quelques usines dans le monde, dont l'extension de l'usine de Perth en Australie (D. Knights, n.d.), compensent leur émissions en gaz à effets de serre par la mise en place d'énergies renouvelables : solaire, éolien et énergie marée motrice par exemple. Ces différentes sources énergétiques permettent de subvenir au besoin énergétique de l'ensemble du procédé de dessalement.

Ainsi, l'objectif de notre travail est d'étudier la possibilité de mettre en place de telles énergies renouvelables afin d'alimenter l'usine de dessalement en projet en Vendée.

Notons cependant que cette partie ne traite pas les différentes techniques utilisées pour économiser de l'énergie au sein du procédé.

Après un état des lieux de la consommation énergétique du projet Vendéen tel qu'il a été dimensionné dans le cadre de l'étude, nous évaluons les différentes ressources renouvelables disponibles du département. Les technologies ayant le meilleur potentiel dans la zone d'implantation de l'usine sont ensuite dimensionnées. Enfin, nous proposons différents scenarii avec couplages de ces énergies.

Les liens vers ces différentes parties sont présentées ci dessous :

Etat des lieux actuel sur l'aspect énergétique d'une usine de dessalement

Etat des lieux actuel sur l'aspect énergétique d'une usine de dessalement

Cette première section permet de justifier l'implantation d'énergies renouvelables en parallèlle du projet Vendéen en  présentant d'une part le contexte énergétique en France et l'importance de la mise en place d'énergies renouvelables et d'autre part en calculant la consommation énergétique de l'usine de dessalement dimensionnée au préalable (Dimensionnement de l'usine). Ces informations sont disponibles sur les pages suivantes.

La consommation énergétique annuelle moyenne de l'usine vendéenne sera utilisée par la suite dans le dimensionnement des installations d'énergies renouvelables. Mais avant cela, il est nécessaire d'évaluer le potentiel des différentes ressources renouvelables présentes en Vendée (Evaluation des ressources renouvelables disponibles).

Revue des énergies actuellement utilisées en France

Revue des énergies actuellement utilisées en France

La production optimale de 40 000 m3 d’eau potable par jour nécessite une consommation énergétique d’environ 200 000 kWh par jour. Différentes sources d’énergies primaires sont actuellement disponibles en France mais engendrent pour la plupart des impacts environnementaux importants.

L’énergie primaire est définie par l’INSEE comme étant «l'ensemble des produits énergétiques non transformés, exploités directement ou importés. Ce sont principalement le pétrole brut, les schistes bitumineux, le gaz naturel, les combustibles minéraux solides, la biomasse, le rayonnement solaire, l'énergie hydraulique, l'énergie du vent, la géothermie et l'énergie tirée de la fission de l'uranium.». La répartition de la production de ces énergies en France en 2011 est représentée ci-dessous (Figure 1).

Figure 1 : Répartition de la production d'énergie primaire en France en 2011
(Insee, 2012)

Le constat est sans équivoque : la principale source de production d’énergie primaire en France est le nucléaire à environ 83 % alors que les énergies renouvelables ne représentent que 15% de la production énergétique.

Pourtant l’énergie nucléaire suscite de nos jours de nombreuses polémiques, d’une part  à cause du spectre des catastrophes de Tchernobyl en 1986 et de Fukushima en 2011 et d’autre part à cause de la gestion et de la dangerosité des déchets radioactifs. Malgré l’indépendance de la France en matière d’énergie grâce à son exploitation, les politiques actuelles visent à réduire la part du nucléaire dans la production énergétique primaire.

Ainsi, la tendance à l’heure actuelle est à l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la production d’énergie en France et en Europe. En effet, l’Union Européenne a fixé dans le Paquet Energie-Climat en 2008 un objectif de « 20% de la consommation d’énergie produite à partir d’énergies renouvelables en 2020 » tandis que la France espère atteindre 23%. (Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, 2010).  

Cet objectif ne semble pas irréalisable au vu de l’essor de nouvelles technologies et de l’évolution de la production d’énergies renouvelables au cours de ces dernières années (Figure 2).

Figure 2 : Graphe de l'évolution de la production de l'ensemble des énergies renouvelables en Francesur 4 ans
(Insee, 2012)

Sur l’ensemble des énergies renouvelables on note une baisse de la production entre 2010 et 2011 à cause d’une utilisation moindre de filières plus ou moins controversées comme la filière « Bois-énergie » (capacité des forêts cultivées à fournir les besoins écologiques des forêts primaires), « Biocarburant » (diminution des surfaces disponibles pour la production de produits alimentaires) ou « Hydraulique » (impacts écologique sur la faune piscicole) (Figure 3). Cependant, comme le montre la Figure 4, la production d’autres énergies renouvelables est en constante augmentation.

Figure 3 : Graphe de l'évolution de la production d'énergies renouvelables en France sur 4 ans
(Insee, 2012)

Figure 4 : Graphe de l'évolution de la production d'énergies renouvelables en France sur 4 ans
(Insee, 2012)

 

Ainsi  dans le but d’une réduction des impacts environnementaux de l'usine de dessalement, l’utilisation d’énergies renouvelables comme le solaire ou l’éolien pour alimenter celle de Vendée semble opportune.

Consommation énergétique

Consommation énergétique d'une usine de dessalement

1. Moyennes de consommation énergétique de procédés de traitement de l'eau

Installer des centrales à énergie renouvelable nécessite en premier lieu d'estimer la consommation énergétique de l'usine de dessalement précédemment dimensionnée. Il existe des valeurs moyennes calculées par Veolia Environnement et présentées dans le Tableau 1. Ces valeurs servent de point de départ et apporteront un ordre de grandeur pour les futurs calculs.

Tableau 1 : Consommation éléctrique de filières de production d'eau potable
(F. Vince, S. Debatz, 2007)

Filière de production d’eau potable

Consommation Electrique (Wh/m3 d’eau potable)

Traitement conventionnel

50 – 150

Traitement membranaire (UF ou MF)

100 – 200

Traitement membranaire avancé d’eau de surface ou de nappe

250 – 700

Dessalement d’eau saumatre (NF ou OI)

600 – 1500

Dessalement d’eau de mer avec système de récupération d’énergie (OI)

3000 – 5000

Dessalement d’eau de mer sans système de récupération d’énergie (OI)

5500 – 8000

Dessalement thermique (distillation)

> 6000

Réutilisation d’eau usée (reuse)

250 – 1500

Traitement des boues

5 – 15

Nous avons décidé d'utiliser un procédé de dessalement d'eau de mer avec système de récupération d'énergie consommant en moyenne 3 à 5 kWh/m3 d'eau produite. Cependant, il nous paraît intéressant d'estimer la consommation réelle pour l'usine en Vendée telle que nous l'avons dimensionnée.

2. Calcul de la consommation énergétique de l'usine en Vendée

Pour le calcul de la consommation énergétique de l'usine, nous prendrons en compte les éléments suivants :
- Pompes de captage
- Pompes Hautes Pression (HP)
- Autres sources (éclairage, ventilation, ...)
- Récupérateurs d'énergies (échangeurs de pression, turbines, ...)

Le dimensionnement de l'usine de dessalement sur lequel nous nous basons pour réaliser le calcul de la consommation énergétique a été établi dans le cadre de l'étude (Calcul de la puissance des pompes)

  • Pompe de captage

Afin de déterminer la consommation énergétique de la pompe de captage d'un rendement de 80 % nous avons tout d'abord calculé la puissance théorique minimale pour fournir l'usine en eau avec un débit de 81 000 m3/j pour une hauteur de colonne d'eau de 15 m, avec la formule suivante :

$P_ {1}=\frac{\rho.g.Q.H}{\eta}$ avec $\rho$ =1035,9kg.m3, g=9,81m.s-2 et $\eta$ =0,80

A.N. : $P_ {1}=178~kW$

En multipliant par le nombre d'heures dans une année (8760 en posant l'hypothèse que la pompe fonctionne sans interruptions) on obtient la consommation énergétique en kWh/an, soit C1 = 1,559280 GWh/an.

  • Pompes HP

Les pompes haute pression sont les plus grandes consommatrices d'énergie pour le procédé. Dans le dimensionnement, deux ont été choisies d'une puissance nominale respective de P2 = 7,03 MW et P3 = 2,10 MW. De la même manière que précédemment, en multipliant par le nombre d'heures de fonctionnement, on obtient une consommation énergétique C2 = 61,582 GWh et C3 = 18,396 GWh/an

  • Autres sources

Les autres sources prises en compte sont :

- l'éclairage estimé à P4 = 100 kW soit une consommation de C4 = 0,000876 GWh/an

- la ventilation estimé à P5 = 100 kW soit une consommation de C4 = 0,000876 GWh/an

- le système informatique estimé à P6 = 50 kW soit une consommation de C4 = 0,000438876 GWh/an

- le prétraitement n'a pu être estimé faute de données

  • Consommation totale

La consommation totale de l'usine de dessalement est donc estimé à Ctot = 81,54 GWh. Pour ramener cette donnée en kWh/m3, il suffit de diviser par le nombre de jours dans une année puis par le débit de sortie de l'eau de 40 000 m3. On trouve une consommation de 5,58 kWh/m3 correspondant à la tranche proposée par Veolia dans le Tableau 1 pour une usine de dessalement sans systèmes de récupération d'énergie. 

  • Systèmes de récupération et économie d'énergie

Plusieurs systèmes de récupération d'énergie sont utilisables dans ce procédé. Les effluents étant sous pression, leur passage au travers de turbines couplées à des générateurs constitue une première solution de récupération d'énergie.

La seconde solution consiste à utiliser des échangeurs de pression. Leur rendement supérieur à 90% font de ces systèmes la solution de plus en plus utilisée pour récupérer une part d'énergie.

Cependant nous ne disposons pas de données suffisantes pour estimer l'économie d'énergie faite.

Une autre manière d'économiser de l'énergie est de coupler le procédé d'osmose inverse à la distillation membranaire sous vide (DMV). Ce procédé permet de diminuer les débits et donc de réduire la consommation énergétique des différentes pompes. Les différents calculs ont été réalisés dans la partie du devenir des rejets. (Dimensionnement DMV). On obtient ainsi une consommation énergétique de 4 GWh/an.

3. Consommation énergétique sur l'année

Au cours de ce projet, nous retiendrons la donnée globale fournie par Veolia de 5 kWh/m3 correspondant à une usine de dessalement avec récupérateur d'énergie. Nous avons choisi de réaliser tous nos calculs en prenant compte de la valeur maximum fournie. Nous sommes ainsi certains de produire l'énergie nécessaire afin de subvenir à tous les besoins de l'usine.

Sachant que l'usine de dessalement produira 40 000 m3/j, on obtient une consommation électrique journalière de 200 000 kWh/j. Sur une année, on obtient une consommation énergétique de 73 000 000 kWh/an soit 73 GWh/an.

Cependant, le le RTE (Réseau de Transport d'Electricité, 2013) estime une perte annuelle moyenne de 2,5% de la consommation énergétique. Ainsi, on obtient une consommation réelle de 74,872 GWh/an. Cette dernière donnée sera celle utilisée au cours des différents dimensionnements d'énergies renouvelables.

Evaluation des ressources renouvelables disponibles

Evaluation des ressources renouvelables disponibles

Dans cette section, plusieurs ressources d'énergies renouvelables sont évaluées dans le département vendéen en terme de potentiel énergétique. Suite à cette évaluation une sélection de différentes technologies est réalisée pour être ensuite dimensionnée. Les différentes ressources évaluées sont les suivantes :

 

 

 

 

Une synthèse du potentiel de ces énergies est présentée dans la partie Bilan

Le dimensionnement de chaque technologie est présenté sur la page suivante (Dimensionnement des énergies renouvelables disponibles) et prend en compte les données présentées durant cette partie.

Evaluation de la houle

Evaluation de la houle

1. Localisation

La proximité immédiate de l'usine avec la mer lui permettrait d'exploiter une part de l'énergie produite par ce milieu. Lorsque le vent souffle sur les océans, une part de son énergie est absorbée et est à l'origine de la formation de la houle. Les vagues formées peuvent parcourir des milliers de kilomètres sans grande perte d'energie. Des solutions technologiques (qui seront décrites par la suite) existent pour récupérer l'énergie de la houle. 

L'évaluation de la houle s'effectue ici à partir d'une analyse statistique des relevés sur le terrain. Les données sont issues de bouées mesurant en permanence l'intensité de la houle. La bouée récoltant les données se situe entre l'île de Noirmoutier et l'île d'Yeu (Tableau 1 et Figure 1). Ces données ont été récupérées sur la base de données du Centre d'Archivage National des Données de Houle In Situ (CANDHIS) en collaboration avec le CETMEF.

Tableau 1 : Caractéristiques de la bouée de mesure
(CANDHIS, 2013)

Renseignements Données
Code campagne 08504
Nom campagne Ile d'Yeu Nord
Latitude 046°49,933'N
Longitude 002°17,700'W
Profondeur 14 m
Marnage* VEM (m) 4,5 m
Distance à la côte (km) 11,3 km
Nombre de mesures 57127
Date de début 21/06/2005
Date de fin 01/02/2013

*Marnage : Différence de niveau entre marée haute et marée basse

Figure 1 : Localisation de la bouée de mesure de hauteur et de période de houle
(CANDHIS, 2013)

Les données que nous utilisons pour évaluer la ressource sont la hauteur de houle et la période de houle de 2005 à 2013.

2. Hauteur de houle

La hauteur de houle est donnée sous 3 formes (CANDHIS, 2013) :

- H1/3 : Hauteur significative, valeur moyenne du tiers supérieur des hauteurs des vagues
observées sur une durée de 30 minutes.
- H1/10 : Valeur moyenne du dixième supérieur des hauteurs des vagues observées sur une
durée de 30 minutes.
- Hmax : Hauteur de la plus grande vague observée sur une période de 30 minutes.

En utilisant le logiciel statistique R, on obtient des données de 2005 à 2013 les résultats suivants (Tableau 2) :

Tableau 2 : Statistiques des données de hauteur de houle de 2005 à 2013

Données H1/3 (m) H1/10 (m) Hmax (m)
Minimum 0,110 0,140 0,190
1er Quartile 0,610 0,770 1,060
Mediane 0,920 1,150 1,560
Moyenne 1,067 1,335 1,800
3ème Quartile 1,390 1,730 2,320
Maximum 5,320 6,720 8,360

La répartition des hauteurs de houle est présentée sur les histogrammes suivants pour H1/3d, H1/10d et Hmax (Figure 2) :

Figure 2 : Histogrammes de la répartition des hauteurs de houle entre 2005 et 2013
(CANDHIS, 2013)

3. Période de houle

La période de houle est donnée de la même façon que la hauteur sous 3 formes (CANDHIS,2013) :

- TH1/3 : Période significative, définie par la valeur moyenne des périodes du tiers supérieur
des plus grandes vagues observées sur une durée de 30 minutes.
- TH1/10 : Valeur moyenne des périodes du dixième supérieur des plus grandes vagues
observées sur une durée de 30 minutes.
- THmax : Période de la vague de la plus grande hauteur observée sur une durée de 30
minutes.

En utilisant le logiciel statistique R, on obtient des données de 2005 à 2013 les résultats suivants (Tableau 3) :

Tableau 3 : Statistiques des données de périodes de houle de 2005 à 2013

Données TH1/3 (s) TH1/10 (s) THmax (s)
Minimum 2,300 2,200 1,100
1er Quartile 5,800 6,400 6,500
Mediane 7,300 8,100 8,700
Moyenne 7,513 8,217 8,593
3ème Quartile 9,100 10,000 10,600
Maximum 18,900 19,800 25,700

La répartition des périodes de houle est présentée sur les histogrammes suivants (Figure 3) :

Figure 3 : Histogramme de la répartition des périodes de houle entre 2005 et 2013
(CANDHIS, 2013)

4. Relation période-hauteur de houle

Le domaine de fonctionnement (hauteur et période de houle) du constructeur Pelamis Wave Power est donné dans la figure ci-contre (Figure 4).

Figure 4 : Grille de fonctionnement des pelamis
(M. Maranowski, 2013)

Pour chaque hauteur maximale et période de vague est donné la production énergétique en (kW). Cette production a été calculée grâce à la formule suivante (M. Maranowski, 2013) où J est en kW, L la longueur de l'installation (m) et  ${\alpha}$ un coefficient:

$ J = {\alpha}.(H_{max})^{2}.T_{max}.L $

Une comparaison entre ce domaine de fonctionnement et les données de hauteur et de période de houle issues du CANDHIS permettrait d'évaluer le potentiel de la ressource houlo-motrice. Les graphes période-hauteur de houle (H1/3, H1/10, Hmax et Th1/3,Th1/10,Thmax) sont présentés en Figure 5 avec en superposition en rouge les données constructeurs.

Figure 5 : Relation hauteur et période de houle des données mesurées
(J.Le Ster, A.Marty, 2013)

Ces différents graphiques montrent que la zone étudiée semble propice à la production d'énergie par les pelamis. Cependant, afin de quantifier l'énergie produite, il est nécessaire de coupler période et hauteur de houle avec leur fréquence d'apparition en moyenne sur une année.

Le Tableau 4 montre le nombre d'occurences pour chaque hauteur maximale et période de houle au cours de la période mesurée (entre 2005 et 2013) pour les valeurs correspondant au fonctionnement des pelamis (Figure 4).

Tableau 4 : Occurences des couples période - hauteur maximale entre 2005 et 2013

Le graphique suivant (Figure 6) illustre ce tableau en trois dimensions avec la fréquence d'apparition des vagues en fonction de leur hauteur maximale et de leur période. Le cube en rouge représente le domaine de fonctionnement des pelamis.

Figure 6 : Fréquence d'apparition des vagues en fonction de leur hauteur maximale et de leur période
(J.Le Ster, A.Marty, 2013)

En effectuant une moyenne des fréquences d'apparition des vagues en fonction de leur hauteur maximale et de leur période sur une année et en multipliant ces données par les données constructeurs de la Figure 4, il est possible de calculer la production énergétique moyenne sur une année. Ces informations sont représentées dans le Tableau 5.

Tableau 5 : Production énergétique (kWh) moyenne sur une année en fonction de la période et de la hauteur de houle moyenne

    Période de houle (s)
    5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13
Hauteur de houle (m) 0,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 0 1459 2033 2726 3678 4085 5007 4908 4989 3963 3613 2963 2084 1461 0 0 0
1,5 2985 4584 6298 8047 9563 10682 12058 11906 11595 10897 11532 9301 7669 5644 4296 2893 1797
2 3986 8178 10646 13446 14685 16199 15874 14242 15256 14588 14221 12320 10097 8638 5973 4449 3203
2,5 3568 7864 13298 16043 18976 19337 18482 17075 17394 15095 13307 12189 10051 7665 5546 4110 3175
3 1646 4947 11076 15680 18142 20413 19574 19308 17006 16018 13287 9881 8909 7840 6454 4741 3346
3,5 0 2766 8272 11563 15746 15186 17072 15686 14367 13990 11720 11285 7805 7442 5063 4176 3139
4 0 0 1329 4963 10095 12857 12195 14082 14344 13495 9526 9276 8409 5573 3744 2769 2757
4,5 0 0 489 3196 4731 6989 6773 7318 8688 9206 8247 5824 5287 4479 3585 2804 1148
5 0 0 0 1328 1044 3548 3558 5681 5901 6001 5407 4308 4327 2474 1791 1752 1710
5,5 0 0 0 270 404 809 2696 2292 2650 1918 3075 1736 1810 1337 1283 213 638
6 0 0 0 0 135 404 809 809 1618 1213 1789 1934 1669 903 920 676 821
6,5 0 0 0 0 0 135 270 135 270 539 809 801 710 335 312 368 346
7 0 0 0 0 0 0 0 0 135 135 135 270 404 243 110 315 0
7,5 0 0 0 0 0 0 0 0 270 270 135 135 0 0 123 224 0
8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 270 0 0 0 0 0 0

Au final, sur une année, avec un pelamis on obtient une production énergétique moyenne de 1 223 479 kWh soit environ 1 GWh. Le dimensionnement sera fait dans la partie suivante (Dimensionnement des pelamis).

 

 

 

 

Evaluation du rayonnement solaire

Evaluation du rayonnement solaire

Cette partie présente l’évaluation de l’énergie solaire sur le site choisi. La carte ci-dessous (Figure 1) donne une première information. Le département de Vendée  (localisé en rouge) est situé en zone vert clair correspondant à une production d'énergie solaire de 1350 à 1490 kWh/m2/an.

Figure 1 : Carte de l'énergie du rayonnement solaire reçu sur un plan d’inclinaison égal à la latitude et orienté vers le sud
(ADEME,n.d.)

 

Cependant, ces données restent globales et varient en fonction de l’orientation et du type de panneau choisi.

Le diagramme ci dessous donne par exemple l'efficacité des panneaux selon leur inclinaison et leur orientation (Figure 2).

Figure 2 : Efficacité des panneaux photovoltaïques selon leur inclinaison et leur orientation en Europe
(Electropaedia,n.d.)

Les paramètres optimums donnés pour une installation photovoltaïque située en latitude 35°N sont une inclinaison de 35° et une orientation Sud des panneaux. Ainsi, ces paramètres seront pris en compte dans le dimensionnement et les calculs de production énergétique .

Des mesures de rayonnement solaire au niveau de la Vendée donnent une évaluation plus précise de la ressource disponible réelle pour produire de l’énergie solaire. Des données de "productible photovoltaïque" sont disponibles sur le site photovoltaïque.info. dont les données de rayonnement ont été transmises par MINES ParisTech grâce au service SoDa. Elles sont présentées dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Données de productible photovoltaïque en Vendée
(photovoltaïque.info, 2013)

Données (kWh/kWc) 2008 2009 2010 2011 2012
JAN 40 50 40 30 30
FEV 70 70 70 50 70
MAR 100 120 100 110 120
AVR 130 120 150 150 140
MAI 150 150 150 170 160
JUI 160 160 160 150 150
JUIL 150 150 170 160 160
AOU 140 150 140 140 160
SEP 120 130 120 120 120
OCT 90 90 80 80 70
NOV 40 40 40 40 50
DEC 40 30 30 30 30
Cumul sur l'année  1230 1260 1250 1230 1260

Le rayonnement solaire sur une année est globalement constant et donne un potentiel de production énergétique de 1250 kWh/kWc environ. Il aurait néanmoins été plus pertinent d'avoir plus de données sur les autres années pour établir une moyenne statistique plus précise. De plus, ce potentiel varie au cours de l'année comme le montre l'histogramme ci dessous (Figure 3).

Figure 3 : Histogramme du productible photovoltaïque au cours de l'année 2012
(J.Le Ster, A.Marty, 2013)

Logiquement, le maximum de production d'énergie solaire se situe entre Avril et Août. Cette période de productivité est intéressante du fait qu'elle concorde avec celle de sécheresse et donc de l'utilisation de l'usine de dessalement. La production sur cette période est d'environ de 150kWh/kWc par mois.

Afin d'obtenir les données de production énergétique photovoltaïque, il suffit de multiplier le productible par la puissance de nos installations. Si l'inclinaison ou l'orientation est différente de celle mentionnée précédemment, il est nécessaire de multiplier par un facteur de correction donné en Figure 2

Afin d'estimer la production énergétique possible en Vendée, les caractéristiques de plusieurs modules de panneaux photovoltaïques pour centrales solaires ont été récoltées. Ces données sont présentées dans le Tableau 2.

Tableau 2 : Caractéristiques de différents modules photovoltaïques
(Conergy, Atec, SunModule et Sunpower, 2013)

 

Fournisseur Conergy Atec SunModule SunPower
Modèle Conergy PX 305P SILLIA 60P SW E19
Puissance* 305 W 250W 270W 425W
Cellulle polycristallin polycristallin monocristallin monocristallin
Nombre de cellules 72 60 60 128
Dimension du module 1956 × 992 × 50 mm 1665 x 1001 x 42 mm 1675 x 1001 x 31 mm 2067 x 1046 x 30 mm

* Puissance donnée pour un rayonnement de 1000W/m²

Le dimensionnement des différentes installations (production, coût, surface nécessaire) sera faite dans la partie suivante (Dimensionnement des panneaux photovoltaïques).
 

 

 

Evaluation du potentiel éolien

Evaluation du potentiel éolien

Dans cette partie, le potentiel éolien est évalué au niveau de deux zones différentes :

- Le potentiel éolien terrestre vendéen

- Le potentiel éolien au large des côtes vendéenne

Potentiel éolien terrestre

Potentiel éolien terrestre

L'usine de dessalement étant située sur les cotes, il peut sembler judicieux d'évaluer le potentiel éolien du département.

La carte de la France ci dessous (Figure 1) indique tout d'abord le potentiel éolien terrestre national. Le département vendéen (encerclé en rouge) est situé en zone 4 (bleu foncé) correspondant à une vitesse moyenne des vents 50 m d'altitude allant jusqu'à 10 m/s au niveau des collines ce qui représente un potentiel très intéressant.

Figure 1 : Carte du potentiel éolien terrestre en France
(Préfecture Pays de la Loire, 2013)

Cependant, afin de dimensionner des éoliennes terrestres, il est plus précis d'avoir des données à l'échelle de la région voire du département. La préfecture de la région Pays de la Loire a réalisé en Janvier 2013 un schéma régional éolien terrestre afin de promouvoir et développer cette énergie renouvelable. Le Centre Scientifique et Technique du Bâtiment (CSBT) calcule le potentiel éolien à partir de la vitesse moyenne des vents et aussi la probabilité de l'occurence de chaque vitesse moyenne (Distribution de Weibull). La Figure 2 représente la carte de la vitesse moyenne des vents à 60 m en région Pays de la Loire.

Figure 2 : Carte des moyennes annuelles de vents dans la région Pays de la Loire.
(Ademe, n.d)

Globalement, les côtes vendéenne présentent une vitesse annuelle moyenne des vents de 6 à 8 m/s. Ainsi, à partir d'une telle carte, le potentiel éolien peut être calculé. La Figure 3 montre par exemple le potentiel éolien à 90 m..

Figure 3 : Carte du potentiel éolien à 90 m en région Pays de la Loire
(Préfecture Pays de la Loire, 2013)

 

La côte vendéenne présente ainsi un potentiel éolien intéressant d'environ 400 W/m² à 90 m de hauteur.

Afin d'estimer la production énergétique correspondant à ce potentiel, il est nécessaire de se pencher sur les données des constructeurs d'éoliennes.

Les éoliennes sont classées selon la moyenne annuelle de la vitesse du vent qu'elles peuvent supporter. Le constructeur Vestas classe ainsi ses éoliennes en 3 catégories, présentées dans le Tableau 3. Ces caractéristiques sont données pour la hauteur de la plateforme de la turbine de l'éolienne.

Tableau 1 : Classement des vents
(Vestas, 2013)

Classement IEC I Vents forts IEC II Vents moyens IEC III Vents faibles
Moyenne annuelle de la vitesse des vents 10 m/s 8.5 m/s 7.5 m/s
Rafale extrême (50 ans) 70 m/s 59.5 m/s 52.5 m/s

La Figure 2 indique que la vitesse annuelle moyenne des vents à 60 m de hauteur est de 6 à 8 m/s. Les modèles d'éoliennes terrestres à prendre en compte sont donc celles de catégorie IEC III. En revanche pour des hauteurs plus élevées, une extrapolation est nécessaire pour calculer la vitesse moyenne du vent en fonction de différentes hauteurs.

Pour faire cette extrapolation, nous posons l'hypothèse que la distribution verticale de la vitesse des vents suit un profil logarithmique.

$u_x=(\frac{\ln{\frac{x}{z_0}}}{\ln{\frac{60}{z_0}}}).u_{60}$

avec $u_x$ la vitesse du vent à x mètres et $z_0$ la rugosité

On choisit $z_0=0,03m$ pour une surface de "terrain agricole dégagé, sans clôtures ou haies vives, et avec très peu de constructions. Seulement des collines doucement arrondies" (Association Chazemais Environnement, 2010). Les résultats d'extrapolation sont présentés dans la Figure 4 avec en bleu la vitesse moyenne à 60m de 6m/s et en rouge une vitesse moyenne à 60m de 8m/s.

Figure 4 : Calcul de la vitesse des vents moyennes à différentes altitudes
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

A des hauteurs de 100m la vitesse du vent évolue peu et gagne seulement quelques dizièmes de m/s. Nous considérons ainsi que la classe d'éoliennes à utiliser est IECIII.

Un exemple d'éolienne de Vestas entrant dans cette catégorie est le modèle V126-3MW. Ces caractéristiques sont présentées dans le Tableau 3. .

Tableau 3 : Caractéristiques d'e l'éolienne V126 - 3MW
(Vestas, 2013)

Modèle VESTAS V126
Classe IEC IIII
Puissance  3 MW
Vitesse minimale et maximale de vents 3 - 22,5m/s
Vitesse nominale de vent 12m/s
Taille du mat 119 m
Densité de puissance 0,05 m²/W
Diamètre du rotor 126 m
Surface balayées par les pales 12469 m²
Maximum de bruit émis 107,5 dB

En comparant ces caractéristiques avec la vitesse annuelle moyenne de vents sur les côtes vendéennes, on retrouve une puissance réelle maximale d'environ 1,8 MW (Figure 5).

Figure 5 : Comparaison données constructeur et vitesse moyenne annuelle en vendée
(Vestas, 2013)

Le dimensionnement de ce modèle d'éolienne est réalisé dans la partie suivante (Dimensionnement d'éoliennes terrestres)

Potentiel éolien offshore

Potentiel éolien offshore

 

En l'absence de données relatives à la vitesse moyenne des vents, le choix est fait d'extrapoler les mesures relevées sur les côtes de l'île d'Yeu et de Noirmoutier. Pour cela, nous nous sommes basés d'une part sur les données de la carte des vents présentées lors de l'Evaluation du potentiel éolien terrestre et d'autre part sur une carte en temps réel (des moyennes mensuelles et annuelles n'étant pas disponibles) des vents offshore et terrestre (Figure 1).

Figure 1 : Vitesse des vents terrestres et offshores
(Meteociel, 2013)

On observe une différence d'environ 5 m/s entre le littoral et l'offshore. Nous choisirons ainsi une vitesse moyenne de vent annuelle de 12m/s à 60m d'altitude.

En réalisant à nouveau une extrapolation afin d'obtenir les vitesses à 100 m d'altitude, on aboutit aux résultats présentés sur la Figure 2 (avec $ u= 12 m/s $). Ces résultats sont obtenus en considérant un profil vertical de vent logarithmique, ce qui permet l'utilisation de la formule suivante:

$u_x=(\frac{\ln{\frac{x}{z_0}}}{\ln{\frac{60}{z_0}}}).u_{60}$

avec $u_x$ la vitesse du vent à x mètres et $z_0$ la rugosité

Dans le cas d'une extrapolation réalisée au-dessus de la mer, la rugosité $z_0$ vaut 0.00002 m. 0).u60

Figure 2 : Extrapolation de la vitesse du vent à différentes altitudes entre les îles d'Yeu et de Noirmoutier.
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

A 100 mètres d'altitude, on peut donc envisager des vitesses de vents d'environ 12,5 m/s. Cette vitesse permet l'installation d'éoliennes équivalentes à celles considérées pour l'éolien terrestre.

La figure suivante (Figure 3) nous permet de définir un intervalle de puissance productible par l'installation d'une éolienne de puissance 3MW.

Figure 3 : Puissance fournie par l'éolienne offshore Vestas V112-3 MW en fonction de la vitesse des vents. La vitesse moyenne extrapolée est représentée en rouge.
(Vestas, 2013)

Si les hypothèses concernant l'extrapolation des vitesses de vents entre les îles d'Yeu et de Noirmoutier sont correctes, une éolienne pourrait fournir jusqu'à 3 MW.

Le dimensionnement du parc d'éolienne offshore est réalisé dans la partie suivante (Dimensionnement des éoliennes offshore)

Evaluation des courants marins

Evaluation des courants marins

 

Etant donné les masses d'eau déplacées par les courants, il peut être intéressant d'étudier le potentiel énergétique exploitable par des hydroliennes. Pour cela, il est avant tout nécessaire de calculer la puissance cinétique de la masse d'eau en mouvement. Cette puissance est calculée à partir de la formule suivante:

$ P_{cin}= \frac{1}{2} \rho.S.V^{3} $

$\rho$ correspond à la masse volumique de l'eau de mer (1035,9 kg/m3 dans notre cas), S à la section traversée par le fluide et V à sa vitesse.

En multipliant la puissance cinétique $P_{cin}$ par la surface du rotor de l'hydrolienne, on peut estimer la puissance totale récupérable. Cette dernière multipliée par un coefficient de rendement ($C_{p}$) donne la puissance alors récupérée par l'hydrolienne.

Le graphique suivant (Figure 1) nous donne les puissances récupérables par unité de surface balayée par une hydrolienne selon différents facteurs de puissance $C_{p}$ et pour des vitesses de courant croissantes.

Figure 1 : Puissance récupérable selon la vitesse du courant et les $C_{p}$ d'hydroliennes.
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

 

La vitesse des courants le long des côtes vendéennes est ensuite estimée à partir de la carte suivante (Figure 2) présentant la vitesse moyenne des courants le long des côtes Ouest Européennes. On constate que les côtes vendéennes n'ont pas de courants supérieurs à 1m/s.

Figure 2 : Carte de la ressource hydrolienne en Europe
(ECRIN,n.d.)

En recombinant ces informations avec le graphe de la Figure 1, on constate que la puissance qui peut être obtenue ne dépasse pas 250 W par mètre carré de surface balayée par une hydrolienne.

Ainsi, pour une hydrolienne d'une puissance nominale de 500 kW, d'un diamètre de 10 m, on obtient une production annuelle de 275 MWh.

A partir de ces résultats et suivant les conseils de l'entreprise "Eco.Cinetic", il semble peu judicieux d'installer des hydroliennes au vu des puissances requises pour alimenter l'usine de dessalement.

Bilan

Bilan

La page suivante résume le potentiel des différentes sources énergétiques considérées au cours de cette partie. (Tableau 1). Chaque source est estimé en MWh par kWc de la technologie utilisée.

Tableau 1 : Résumé de l'évaluation des sources d'énergies renouvelables en Vendée

Source Productible par année
Houle 1,6 MWh/kWc
Courants marins 0,55 MWh/kWc
Solaire 1,25 MWh/kWc
Eolien terrestre 3 MWh/kWc
Eolien offshore 2,8 MWh/kWc

Les courants marins correspondent donc à la ressource présentant le plus faible potentiel.

Ainsi toutes les ressources énergétiques renouvelables présentées dans cette partie sont retenues à l'exception des courants marins, insuffisants et trop coûteux pour être rentable.

Le dimensionnement des technologies utilisant ces ressources est présenté dans la partie suivante (Dimensionnement d'énergies renouvelables).

Dimensionnement d'énergies renouvelables

Dimensionnement d'énergies renouvelables

Dans cette section, chaque type d'installation d'énergie est dimensionné afin de couvrir la totalité de la consommation énergétique de l'usine estimé à 74,872 GWh sur une année et prenant en compte les pertes linéaire du réseau.

Les différents calculs de dimensionnement de chaque technologie sont donc fictifs et servent de base à l'élaboration de nos différents scénarii. Suite à ce dimensionnement une sélection de scénarii concrétisables, avec couplage de différentes installations est présentée dans la partie suivante (Mise en place des scénarii).

Pour chaque installation est réalisé :

- une description générale de la technologie

- une étude de la production énergétique et de la surface nécessaire

- une étude de l'aspect réglementaire concernant l'installation et l'exploitation d'énergies renouvelables mais aussi les conditions de revente de l'énergie

- une étude économique présentant d'une part les investissements et les coûts d'entretien nécessaires à l'exploitation de ces énergies sur une durée de 20 ans ou de 15 ans (dépend des types de contrat de rachat) et d'autre part les recettes ou les économies liées à la production de l'énergie. En effet, deux scénarii sont présentés : le premier considère que la totalité de l'énergie produite est utilisée par l'usine de dessalement et donc permet une économie au niveau de l'achat de l'énergie alors que le second considère que la totalité de l'énergie produite est revendu selon les tarifs en vigueur. Un seuil de rentabilité est calculé pour les deux cas

- une étude de l'implantation possible prenant en compte les contraintes réglementaires et physiques et le potentiel énergétique

- une étude des impacts environnementaux et sociétaux

Les différentes technologies retenues sont les suivantes :

 

 

 

   

Un bilan permettant de faire le choix et le calcul de différents scénarii d'utilisation d'énergies potentiellement implantables en Vendée est présentée dans la partie Bilan.

 

Les Pelamis

Les Pelamis

1. Présentation générale de la technologie

Les pelamis sont des structures tubulaires flottantes articulées de 180 mètres de long et de 4 mètres de diamètre. Constituées par plusieurs modules articulés, ils peuvent se déplacer sur le plan vertical et horizontal (Figure 1).

Placées en mer, la houle leur confère un mouvement permettant à des alternateurs de transformer l'énergie des vague en électricité.

 

Figure 1 : Articulation des pelamis
(Pelamis Wave Power, 2013)

Les pelamis (Figure 2) sont ancrés aux fonds à par des câbles d'ammarage. L'énergie électrique produite est ensuite transportée grâce à des câbles électriques sous-marins, jusqu'à un transformateur placé sur la côte. Elle est ensuite distribuée sur le réseau électrique à haut voltage.

Figure 2 : Pelamis installé le long des côtes écossaises
(Pelamis Wave Power, 2013)

Le Tableau 1 présente les caractéristiques techniques sommaires des pelamis de la société Pelamis Wave Power.

Tableau 1 : Caractéristiques d'un pelamis
(Pelamis Wave Power, 2013)

Constructeur Pelamis Wave Power
Puissance 750 kW
Rendement de conversion 70%
Profondeur d'eau requise 50m

Ce type d'installation ne requiert pas de surface importante. Pour des zones productives comme les côtes écossaises, une installation de pelamis d'un kilomètre carré peut fournir jusqu'à 10MW.

La Figure 3 présente la disposition globale d'une ferme de pelamis et son ancrage sur les fonds marins.

Figure 3 : Schéma d'implantation d'une ferme de pelamis.
(Pelamis Wave Power, 2013)

 

2. Plan du dimensionnement

Le dimensionnement d'une ferme de pelamis en Vendée est présenté de la façon suivante :

1. Dimensionnement global

2. Aspect réglementaire

3. Implantation

4. Aspect économique

5. Impacts environnementaux et sociétaux

Dimensionnement global

Dimensionnement global

1. Calcul de la production énergétique

Le but de cette partie est de dimensionner d'un point de vue énergétique l'installation d'une ferme de Pelamis en vue de subvenir aux besoins de l'usine de dessalement dans son ensemble soit C = 74,872 GWh/an.

La partie précédente (Evaluation de la houle) indique une production énergétique moyenne de p = 1,223479 GWh/an par pelamis.

Une simple division entre ces deux données donnent le nombre de pelamis nécessaire à subvenir à la consommation énergétique de l'usine sur une année.

$ n=C/p $

A.N. : $ n=61,19 $
 

On obtient n=61,19 soit 62 pelamis (n').

En multipliant cette donnée par la production d'un Pelamis, on trouve une production énergétique réelle P' .

$ p' = n'.p $

A.N. : $ p'=75,9~GWh/an $

La production réelle serait donc de 75,9 GWh/an.

2. Calcul de l'espace requis

Le constructeur Pelamis Wave Power estime que la surface nécessaire pour construire une ferme d'une puissance de 10 MW est de 1 km².

La puissance nominale du modèle choisi, "Pelamis PII" est de 750 kW (Pelamis Wave Power, 2013). Ainsi, la puissance de la ferme permettant de subvenir aux besoins énergétiques de l'usine serait de 46,5 MW (P). La surface nécessaire S est donc obtenue de la façon suivante :

$ S = P/10 $

A.N. : $ S = 4,65~km² = 465~ha $

La surface nécessaire à la construction d'une telle ferme est donc de 465 ha.
 

Aspect réglementaire

Aspect réglementaire

Les énergies houlomotrices sont en France plus rare que les installations utilisant l'énergie éolienne ou solaire. Les textes de lois sont demeurent donc assez généraux concernant l'implantation de pelamis.

1. Règlement sur l'implantation de pelamis

D'après la décret n°2012-41 du 12 Janvier 2012, les installations houlomotrices ne sont pas soumises au code de l'urbanisme. Elles ne nécessitent donc pas de permis de construire tout comme les raccordements au réseau.

2. Règlement sur l'exploitation de pelamis

Si la puissance de l'installation est supérieure à 12 MW, elle sera soumise à une demande d'autorisation, autrement une simple déclaration suffit.

3. Règlement sur les tarifs d'achat de l'énergie produite

Les tarifs de rachat de l'électricité sont fixés par l'arrêté du 1er Mars 2007 pour les installations utilisant l'énergie des lac, des cours d'eau ou de la mer.

D'après cet arrêté, l'énergie fournie par les pelamis est rachetée au tarif de 15 c€/kWh.

 

Implantation

Implantation de la ferme de Pelamis

Afin de choisir une zone d'implantation pour la ferme de Pelamis, plusieurs contraintes sont à prendre en compte :

- la bathymétrie

- les espaces protégées

- les couloirs maritimes

- les zones d'activités aquacoles

1. Bathymétrie

La première contrainte à prendre en compte est la profondeur minimale d'installation d'une ferme de pelamis. Les fiches techniques du constructeur (Pelamis Wave Power, 2013) indique une profondeur minimale de 50m.

Le profil bathymétrique obtenue sur la base de données du SHOM est présenté en Figure 1.

Figure 1 : Carte de la Bathymétrie de la côte vendéenne
(SHOM, 2013)

La zone en vert correspond à une profondeur minimale de 50m. Cette zone se situe à environ 15 km de la bouée donnant les données de houle. Cependant nous extrapolerons les données trouvées afin de faciliter nos calculs.

La Figure 2 représente cette zone par extrapolation sur ArcGis. Comme nous n'avions pas pu obtenir le MNT de la carte bathymétrique du SHOM, nous avons considéré que la zone située entre 15 et 50 km de la côte était à profondeur acceptable pour l'implantation de pelamis.

Figure 2 : Carte de la zone située entre 15 et 50 km de la côte
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

2. Espaces protégés

La région littorale comporte un ensemble d'espaces protégés comme les zones Natura 2000 ou les ZNIEFF. Les Pelamis ne seront pas implantés dans ces zones.

La carte suivante (Figure 3) représente l'ensemble des espaces protégés au large de la Vendée

Figure 3 : Carte des zones protégées sur le littoral vendéen.
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

 

3. Voies navigables et zones de pêche

3.1. Couloirs maritimes

Pour des raisons pratiques et de sécurité, l'implantation des pelamis ne doit pas interférer avec les diverses voies navigables. La carte suivante (Figure 4) présente les routes commerciales suivies par les navires ainsi que les trajets de navettes touristiques (données fournies par la Préfecture Maritime de l'Atlantique).

Figure 4 : Routes maritimes majeures au large de la Vendée
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

Ces routes maritimes ne recoupent donc pas la zone potentielle où sont implantables les pelamis. Le risque de collision et les manoeuvres de détournement seront réduits.

 

3.2. Aquaculture et zones

Afin d'éviter d'éventuels conflits d'usage de l'espace, les pelamis ne doivent pas être implantés sur des espaces déjà utilisés à des fins économiques comme les parcs ostréicoles, ou les zones de conchyliculture.

La carte suivante (Figure 5) regroupe l'ensemble de ces zones. Les zones d'aquaculture, les parcs ostréicoles, ou zones conchylicoles sont présentes à proximité immédiate des côtes. Ces espaces ne sont donc pas problématiques pour l'implantation de pelamis qui s'effectue au-delà de ces zones.

 

Figure 5 : Zones d'exploitation des ressources maritimes le long des côtes vendéennes
(IGN, 2013)

La carte suivante (Figure 6), présente les zones soumises à réglementation concernant le chalutage pelagique au large de la Vendée. La zone d'intérêt comporte ici une interdiction concernant le chalutage pelagique. De ce fait les impacts sur ces acivités seront limités.

Figure 6 : Zones réglementées pour la pêche professionnelle le long des côtes vendéennes
(Service de régulation des activité marines et portuaires, Délégation à la mer et au littoral de la Vendée, 2013)

 

4. Bilan

A partir de ce premier bilan on constate que l'implantation de pelamis ne comporte pas de contraintes majeures liées aux activités ou aux déplacements maritimes, si ce n'est la bathymétrie qui impose une profondeur de 50 m minimum. Ainsi, la zone retenue est celle encadrée en rouge dans la Figure 4.

 

Aspect économique

Aspect économique

Afin d'évaluer l'aspect économique de la mise en place d'une ferme de 62 pelamis au large des côtes vendéennes nous prendrons en compte :

- le coût d'investissement, (construction et entretien)

- la rentabilité économique (prix de revente de l'énergie produite)

Certains paramètres ne sont pas pris en compte, n'ayant pas de données concrètes, comme les taxes professionnelles ou foncières. De plus, des retombées économiques peuvent être prises en compte pour la communauté de communes comme la création d'emploi.

1. Coûts d'investissement

Les données de coût d'installation du pelamis ont été collectées sur le projet de BEI réalisé en 2009-2010 (D. Carrer, C. Iman, 2010).

Sachant que l'installation d'un pelamis (coûts de matériaux, travaux d'ancrage et raccordement au réseau électrique...) est de 800 000 €, le coût d'investissement total d'une ferme de 62 pelamis est de 49 600 000 €.

De plus, les coûts d'entretien sont estimés à 80 000 €/an par pelamis, soit 4 960 000 €/an pour l'ensemble de la ferme. Sur une durée d'exploitaiton de t = 20 ans, cela représente un montant d'entretien de 99 200 000 €.

Le coût total d'installation et d'exploitation de la ferme de pelamis est de 148 800 000€.

2. Recettes

  • Scénario 1 : Utilisation de l'énergie produite et vente du surplus

     - Economie d'énergie

Le premier scénario envisagé est que l'énergie houlo-motrice produite est directement utilisée par l'usine de dessalement. Dans ce cas, l'entreprise n'aura pas à acheter l'électricité à un fournisseur tel qu'EDF et économisera donc 8,09 c€/kWh, tarif d'achat moyen de l'électricité en France pour les industries en 2012 (a) (Eurostat, 2013).

En considérant un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient un coût de l'énergie présenté dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Prix du kWh en prenant en compte un taux d'inflation de 2%

Année 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
a : Prix du kWH (c) 8,25 8,42 8,59 8,76 8,93 9,11 9,29 9,48 9,67 9,86 10,06 10,26 10,47 10,67 10,89 11,11 11,33 11,55 11,79 12,02

Sachant que la consommation énergétique annuelle est C = 74,872 GWh/an et en considérant le contrat d'achat de l'électricité de t = 20 ans, l'économie totale faite grâce à l'exploitation d'une ferme de pelamis en Vendée est de 150 116 146 €.

$ E=C*\sum_{i=2013}^{2032}{(a_{i})}~$

A.N. : $ E=150~116~146~€ $

     - Vente du surplus

De plus, la production réelle (p') de la ferme de Pelamis est de 75,9 GWh/an. Un surplus énergétique (S) est donc produit et revendable :

$ S=p'-C $

A.N. : $ S=1,028~GWh $

Sachant que le prix d'achat de l'énergie (A) est estimé actuellement en France à 15 c€/kWh (Ministère de l'écologie, du développement durable  de l'énergie, 2013), le bénéfice lié à la vente du surplus (B) est de :

$ B=A.S $

A.N. : $ B=154~200~€/an $

Sur une durée d'exploitation de la ferme de t = 20 ans, la vente du surplus énergétique est alors estimé à 3 084 000 €.

     - Bénéfice total

Le bénéfice total s'estime alors à 153 200 146 €.

  • Scénario 2 : Vente totale de l'énergie produite

Avec un prix d'achat de l'énergie (a) estimé à 15 c€/kWh et une production annuelle réelle p' = 75,9 GWh, on obtient ainsi une recette annuelle (R) de :

$ R=a.p' $

A.N. : $ R=11~385~000~€/an $

En considérant que la durée de vie et donc de l'exploitation des pelamis est de t = 20ans, on peut estimer la recette totale de l'exploitation du projet de ferme de pelamis en Vendée :

$ R_{tot}=R.t $

A.N. : $ R_{tot}=227~700~000~€ $

En posant l'hypothèse que le prix d'achat des énergies renouvelables est fixe à 15 c€/kWh en 20 ans, la recette totale s'élève à 227 700 000 €.

  • Bilan

Le scénario 2 est le scénario le plus rentable pour l'exploitation d'une ferme de pelamis avec une recette de 227 700 000 €.

Nous retiendrons ce scénario pour le calcul du seuil de rentabilité.

3. Seuil de rentabilité

Deux fonctions sont posées :

  • F1(t) : représente le coût d'exploitation de la ferme de pelamis au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{1}(t)= 49,6+4,96.t $

  • F2(t): représente le bénéfice annuel lié à la revente de l'énergie produite :

$ F_{2}(t)=11,385.t $

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel l'exploitation devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité pour la ferme de Pelamis
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

En posant F1(t) = F2(t), on trouve que l'investissement est remboursé au bout de t=7,72 années, soit environ 8 ans.

Impacts environnementaux et sociétaux

Impacts environnementaux et sociétaux

1. Impacts environnementaux

L'implantation de fermes de pelamis est susceptible de générer quelques interactions parfois indésirables avec le milieu marin. La section suivante décrit les principaux impacts à prendre en compte.

  • Le remaniement des fonds et la mise en suspension de matériaux

Dans le cadre de l'installation de pelamis, seule la mise en place des systèmes d'ancrage et de placement des câbles électriques par ensouillage (enfouissement) sont susceptibles de perturber les fonds marins. Les pelamis étant des structures flottantes, ils n'affectent pas directement les fonds marins.

Cependant, les chaînes d'ancrage peuvent parfois remettre en suspension des sédiments si celles-ci frottent sur les fonds marins.
 

  • Bruits et vibrations

Il existe encore peu de recul sur les effets de ce type d'installation. Cependant on estime la production sonore à 165-175 rms pour les dispositifs houlomoteurs. Les fréquences des sons produits sont comprises entre 10 et 50 000 Hz.
 

  • Electromagnétisme

Les pelamis étant relié au transformateur par un câble électrique, il existe nécessairement une activité électromagnétique. Si l'effet de ces champs est encore peu connu sur les différentes espèces, leur niveau dépendra essentiellement du voltage transporté du type de câble et de courant (alternatif ou continu).  La figure suivante (Figure 1) présente l'intensité du champ magnétique (en µT) en fonction de la distance au câble d'alimentation.

Figure 1: Comparaison de l'intensité du champ magnétique en fonction de la distance au câble électrique pour un courant alternatif (à droite) et continu (à gauche)
(Ministère de l'énergie et du développement durable, 2012)

Si l'on prend l'exemple du projet de ferme de pelamis "Aegir Wave Power" en Ecosse, le courant est exporté sous forme continue, ce qui diminue ainsi l'étendue du champ magnétique généré.

  • Température

Une ferme de pelamis ne sera pas source de chaleur pour le milieu, toutefois ce sont les câbles électriques sous-marins qui sont à prendre en compte dans l'élévation de la température. Cette augmentation est locale et dépend du type de câble, de la profondeur de son enfouissement, des sédiments constituants le fond marin, de la tension, et du type de courant.

Pour une tension de 132 kV des observations réalisées en Allemagne ont permi de relever une élévation de température de l'ordre de 2°C (OS PAR, 2008, in CETMEF 2010).

La tension de sortie d'un pelamis est de 690V (Pelamis Wave Power, 2013). Un montage en série des 62 pelamis permettrait donc d'atteindre une tension théorique maximale de 43.4 kV, soit environ un tiers des 132 kV cités précédemment.On peut alors penser que l'élévation de température sera inférieure à 2°C et quasi négligeable.

En exportant le courant sous forme continue, on réduit également la dissipation thermique.
 

  • Contamination du milieu

Malgré l'étanchéité des structures, on peut garder à l'esprit que des fuites d'huile ou des substances provenant des peintures peuvent être libérées dans le milieu. Il existe cependant les huiles biodégradables utilisables pour réduire cet impact.
 

  • Présence physique des installations

La zone d'implantation des pelamis peut créer une zone refuge pour la faune marine, cependant le bruit des machines peut compenser l'effet attracteur de la zone (Ministère de l'énergie et du développement durable, 2013).

L'implantation de récifs artificiels est parfois envisagée pour favoriser le développement de la faune marine sous la zone d'accès restreint.

2. Impacts sociétaux

  • Présence physique des installations

L'implantation d'un tel projet nécessite l'acceptation de la part des populations environnantes. Les pêcheurs par exemple ne doivent pas voir leurs zones de travail réduites significativement, ou leurs routes étendues pour atteindre ces mêmes zones de pêche.

  • Impact visuel sur le paysage

Lors de la mise en place d'une installation, plusieurs critères sont à prendre en compte afin de déterminer sa visibilité. Les mouvements, l'éclairage, l'orientation, le contraste avec l'horizon et la hauteur sont les principaux facteurs. Les structures houlomotrices comme les pelamis sont en partie immergées et constituent des installations discrètes.

Sachant que la distance à la côte est supérieure à 15 km, cet impact est négligeable.

 

 

Les Panneaux Photovoltaïques

Les Panneaux Photovoltaïques

1. Présentation générale de la technologie

La technologie photovoltaïque est une des énergies renouvelables les plus utilisées en France et en Europe. Les panneaux photovoltaïques (Figure 1) peuvent à la fois être utilisés par des particuliers (sur toits) ou par des industriels (centrale solaire).

Figure 1 : Photographie d'un champ de panneaux photovoltaïque
(D. Baker, n.d.)

La composition des panneaux est variée selon les constructeurs. Cependant, le composant le plus répandu dans leur conception est le silicum cristallin. Ces panneaux se décomposent alors en deux catégories : les monocristallins et les polycristallins. (EDF-ENR, 2013)

Les panneaux monocristallins ont un taux de rentabilité plus important mais leur fabrication est plus complexe et donc plus chère que les polycristallins. Ces derniers présentent le meilleur rapport qualité/prix et sont donc les plus utilisés.

2. Plan du dimensionnement

Le dimensionnement de la ferme solaire en Vendée est présenté de la façon suivante :

1. Dimensionnement global

2. Aspect réglementaire

3. Implantation

4. Aspect économique

5. Impacts environnementaux et sociétaux

Dimensionnement global

Dimensionnement global

 

Le but de cette partie est de dimensionner d'un point de vue énergétique l'installation de panneaux photovoltaïques afin de produire C=74,872GWh/an avec un potentiel photovoltaïque en Vendée pp=1250kWh/kWc.

La centrale solaire correspondante à une telle production a une puissance nominale de :

$ P=\frac{C}{pp} $

$ P=59~897~kWc $

Il faudrait donc une centrale d'une puissance de 60 MWc.

En reprenant le tableau comparatif des constructeurs présenté dans la partie précédente (Evaluation du rayonnement solaire), on obtient un nombre de panneaux photovoltaïques et une surface nécessaire présentés dans le Tableau 1 :

Tableau 1 : Comparaison du dimensionnement entre différents modèles de panneaux photovoltaïques 

Modèle Conergy PX 305P Sillia 60P SW E19
Puissance nominale (W) 305 W 250 W 270 W 425 W
Dimension du module (mm) 1956 × 992 × 50 mm 1665 x 1001 x 42 mm 1675 x 1001 x 31 mm 2067 x 1046 x 30 mm
Surface du module (m²) 1,94 m² 1,67 m² 1,88 m² 2,16 m²
Nombre de panneaux nécessaire 196 722 240 000 222 223 141 177
Surface totale (m²) 381 640 m² 400 800 m² 417 780 m² 304 943 m²
Surface totale (ha) 39 ha 41 ha 42 ha 31 ha
Production annuelle moyenne par ha (GWh/ha) 1,907 GWh/ha 1,826 GWh/ha 1,783 GWh/ha 2,415 GWh/ha
Nombre de panneaux par ha 5044 5 854 5 291 4 554
Puissance nominale par ha (MWc/ha) 1,538 MWc/ha 1.463 MWc/ha 1,429 MWc/ha 1,935 MWc/ha

Le calcul de la surface totale en m² et en ha a été arrondi à chaque fois à la décimale supérieure pour prendre en compte l'espacement entre les panneaux.

Toutes les données ont été calculées en estimant une inclinaison de 35° et une orientation Sud. De plus, on considère que 1 ha de toits peut être couvert au niveau de l'usine par des panneaux photovoltaïques. Le reste devra être installé en champs.

Aspect réglementaire

Aspect réglementaire

1. Règlement sur l'exploitation de panneaux photovoltaïques

L'installation de panneaux photovoltaïques est soumise à de nombreuses lois.

Tout industriel ou particulier se doit d'abord de consulter la mairie afin d'obtenir un permis de construire si l'installation est sur toits. L'installation est soumise au Code de l'Urbanisme et ne peut se faire aux alentours d'un site historique. De plus, le Plan Local d'Urbanisme (PLU) pose les conditions de l'installation des panneaux. (Comprendre-choisir, 2013)

La demande doit aussi se faire auprès de la DDE afin de savoir si la construction ne se situe pas en zone spécifique du territoire à savoir :

- zone de protection du patrimoine architectural urbain et paysager,
- périmètre de protection d'un site classé,
- périmètre de rénovation immobilière,
- plan de sauvegarde et de mise en valeur, ...

Dans le cadre d'installation sur champs, les procédures d'installation dépendent de la puissance de la centrale solaire :

  • Puissance < 3 kWc et hauteur de l'installation > à 1,80m : Déclaration préalable de travaux.
  • Puissance entre 3 et 250 kWc :  déclaration préalable de travaux et permis de construire si la zone est proche d'un site classé
  • Puissance > à 250 kWc : Etude d'impact, enquête publique et permis de construire.

De plus l'exploitation et elle aussi soumise à réglementation selon la puissance des installations :

  • Puissance < 250 kWc : pas de démarches
  • Puissance entre 250 et 4 500 kWc : Déclaration d'exploiter.
  • Puissance > 4 500 kWc : Autorisation d'exploiter.

Une installation de 60 MWc nécessite donc la réalisation d'une étude d'impact et une autorisation d'exploitation.

2. Règlement sur les tarifs d'achat de l'énergie produite

La réglementation sur les conditions d'achat de l'énergie produite et des tarifs en vigueur est soumise à l'Arrêté du 4 Mars 2011 modifié par l'Arrêté du 7 Janvier 2013.

Un résumé des tarifs en vigueur est présenté dans le Tableau 1. 

Tableau 1 : Résumé des tarifs en vigueur
(Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, 2013)

1 IAB : installation photovoltaïque sur toiture respectant les critères d'intégration au bâti
2 ISB : installation photovoltaïque sur toiture respectant les critères d’intégration simplifiée au bâti (ISB)

Notre installation correspond à la catégorie "Tout type d'installation". Cependant, la puissance du projet de centrale solaire est de 60 MWc et est supérieure à l'intervalle d'achat obligatoire de [0-12 MWc]. Le projet sera donc soumis à un appel d'offres.

Implantation

Implantation

Afin de choisir une zone d'implantation pour une centrale photovoltaïque, deux contraintes majeures sont à prendre en compte :

- la couverture du sol

- les espaces protégées

On considère que le potentiel photovoltaïque est globalement constant sur le département vendéen.

1. La couverture du sol

La première contrainte à respecter est la couverture du sol. L'implantation d'une centrale solaire d'un superficie supérieure à 30 ha ne peut se faire que sur des toits de bâtiments. Une implantation "en champs" est donc nécessaire. Ainsi, à partir des données téléchargées sur le "Corinne Land Cover", seules quatre catégories de couverture du sol ont été retenues : terres arables, prairies, fôrets et végétation arbustive représentées sur la carte ci dessous (Figure 1).

Figure 1 : Carte de la couverture des sols de la Vendée
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

2. Les zones protégées

La seconde contrainte à prendre en compte est la protection de nombreuses zones dont les forêts. Les données de zone protégées sont issues du site de la DREAL de Pays de la Loire et sont :

- les zones Natura 2000
- les ZNIEFF
- les ZICO
- les Arrêtés de Protection Biotope
- les Réserves Naturelles Nationales

Ces informations ont été regroupées et présentées en Figure 2.

 

Figure 2 : Carte des zones de protection de la Vendée
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

3. Bilan

La zone potentielle d'implantation d'une centrale solaire de superficie supérieure à 30 ha et proche de l'usine de dessalement peut se faire sur la partie encadrée en rouge sur la Figure 2. Cependant, afin d'exploiter cette centrale, il est nécessaire d'utiliser des terres agricoles. Dans ce cas, le rachat des terres ou des contrats liant l'exploitant de l'usine et les propriétaires des parcelles sont nécessaires. Cependant, de telles mesures semblent très difficiles à réaliser.

L'implantation de panneaux photovoltaïques sur une telle superficie semble peu probable.

Aspect économique

Aspect économique

Afin d'évaluer l'aspect économique de la mise en place d'une centrale solaire nous prenons en compte :

- le coût d'investissement, (construction, entretien et location des parcelles de terre ...)

- la rentabilité économique (prix de revente de l'énergie produite)

Cette analyse est basée sur le module solaire Conergy PX-305P, seul modèle dont nous disposions des données d'ordre économique.

1. Coûts d'investissement

Les investissements liés à l'étude et à la construction d'une centrale solaire sont de l'ordre de 1 €/Wc (Conergy, 2013). D'après le dimensionnement global, la puissance de la centrale solaire devrait atteindre 60 MW. Ce qui représente donc un investissement de 60 000 000 €.

Une fois construite, les coûts de maintenance de la centrale s'élèvent à 15 c€/ kWc. Le calcul donne alors un montant de 9 000 € d'entretien par an.

La location des champs aux propriétaires terriens est de l'ordre de 2500 €/ha/an. L'exploitation de 39 ha sur une période d'exploitation de vingt ans revient donc à 1 950 000 €.

Ainsi le total des coûts d'investissement pour l'implantation de la ferme solaire est de 62 130 000 €.

2. Recettes

  • Scénario 1 : Utilisation de l'énergie produite et vente du surplus

      - Economie d'énergie

Le premier scénario envisagé est que l'énergie photovoltaïque produite est directement utilisée par l'usine de dessalement. Dans ce cas, l'entreprise n'aura pas à acheter l'électricité à un fournisseur tel qu'EDF et économisera donc 8,09 c€/kWh, tarif d'achat moyen de l'électricité en France pour les industries en 2012 (a) (Eurostat, 2013).

En considérant un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient un coût de l'énergie présenté dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Prix du kWh en prenant en compte un taux d'inflation de 2%

Année 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
a : Prix du kWH (c) 8,25 8,42 8,59 8,76 8,93 9,11 9,29 9,48 9,67 9,86 10,06 10,26 10,47 10,67 10,89 11,11 11,33 11,55 11,79 12,02

Sachant que la consommation énergétique annuelle est C = 74,872 GWh/an et en considérant le contrat d'achat de l'électricité de t = 20 ans, l'économie totale faite grâce à l'exploitation d'une centrale solaire en Vendée est de 150 116 146 €.

$ E=C*\sum_{i=2013}^{2032}{(a_{i})}~$

A.N. : $ E=150~116~146~€ $

      - Vente du surplus

En revanche, dans ce dimensionnement et avec ce scénario, il n'y a pas de surplus d'énergie donc pas de revente possible.

  • Scénario 2 : Vente totale de l'énergie produite

Le prix d'achat de l'énergie photovoltaïque (a) par une entreprise telle qu'EDF pour notre type d'installation est de 9 c€/kWh (EDF,2013). Sachant que la production annuelle réelle est p' = 74,872 GWh/an, on obtient ainsi une recette annuelle (R) de :

$ R=a.p' $

A.N. : $ R= 6~738~480~€/an $

De la même manière que précédemment, en considérant que la durée d'exploitation de la centrale solaire est de 20 ans, la recette totale de l'exploitation d'une centrale solaire en Vendée est de 134 769 600 €.

Bilan

Le scénario 1 est le scénario le plus rentable pour l'exploitation d'une centrale solaire avec une recette de 150 116 146 €.

3. Seuil de rentabilité

Deux fonctions sont posées :

  • F1(t) : représente le coût d'exploitation de la centrale solaire au cours du temps (en milliers d'euros). Elle vaut :

$ F_{1}(t)= 60+0,009.t+0,0975.t $
$ F_{1}(t)= 60+0,1065.t $

 

  • F2(t): représente le bénéfice annuel lié à la revente de l'énergie produite :

$ F_{2}(t)=\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)}$

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel l'exploitation devient rentable.

Figure 1 : Détermination du seuil de rentabilité à partir des fonctions F1 et F2
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

On constate donc que la centrale solaire deviendrait rentable à partir de t=9,05 années soit environ 9 ans d'exploitation.

 

Impacts environnementaux et sociétaux

Impacts environnementaux et sociétaux

1. Impacts environnementaux

L'installation de panneaux photovoltaïques n'est pas source d'impacts majeurs dans un environnement. Leur installation affecte peu les paysages et ils sont sans danger pour la faune locale. Par ailleurs le démantèlement des installations dans le cas d'installation en champs n'altère pas le milieu, les panneaux étant simplement posés sur le sol.

En revanche leur conception est source d'impacts environnementaux. Des analyses de cycle de vie sont disponibles pour quantifier ces impacts mais n'ayant pas les données pour toutes les technologies (notamment les pelamis et les éoliennes), ces impacts ne seront pas traités.

2. Impacts sociétaux

De manière générale la présence de panneaux photovoltaïques sur les toits des bâtiments est plutôt bien acceptée par la société actuelle donnant une image de production "d'énergie propre".

Cependant, il n'en est pas de même pour les panneaux en champs. En effet, de telles installations peuvent provoquer les ires des agriculteurs qui voient une diminution de surfaces cultivables. De plus, ces différents champs sont moyennement acceptés par les riverains qui y voient une dégradation de leur paysage. Néanmoins, ces controverses restent bien moindres en comparaison avec celles suscitées par l'implantation de parcs éoliens.

Les Eoliennes Terrestres

Les Eoliennes Terrestres

1. Présentation générale de la technologie

Les éoliennes terrestres (Figure 1) permettent la production d'énergie électrique à partir de l'énergie cinétique du vent.

Figure 1 : Photographie de champs d'éoliennes
(Eolienne-europe, n.d.)

Cette transformation d'énergie se déroule en différentes étapes (Enr, 2009):

- l'énergie cinétique du vent entraîne une rotation du rotor des trois pales transformant ainsi l'énergie cinétique en énergie mécanique.

- un multiplicateur est présent sur la plupart des éoliennes qui accélère le mouvement du rotor pour fournir une énergie mécanique suffisante au générateur

- le générateur transforme l'énergie mécanique en énergie électrique à environ 690 V

- l'électricité produite est acheminée à un transformateur augmentant la tension jusqu'a 20 000 V puis distribuée sur le réseau.

La composition de la nacelle de l'éolienne est présentée en Figure 2.

Figure 2 : Composition de la nacelle d'une éolienne
(Syndicat des Energies Renouvelables, 2009)

La production énergétique d'une éolienne dépend de nombreux paramètres : la longueur des pales, la densité de l'air mais surtout la vitesse du vent. Chaque éolienne dispose d'une puissance en fonction de la vitesse du vent (Figure 3). Ces dernières sont arrêtées pour des raisons de sécurité si la vitesse est trop importante et ne fonctionnent pas si la vitesse est trop faible.

Figure 3 : Evolution de la puissance d'une éolienne standard en fonction de la vitesse du vent
(Syndicat des Energies Renouvelables, 2009)

2. Plan du dimensionnement

Le dimensionnement d'un parc éolien en Vendée est présenté de la façon suivante :

1. Dimensionnement global

2. Aspect réglementaire

3. Implantation

4. Aspect économique

5. Impacts environnementaux et sociétaux

Dimensionnement global

Dimensionnement global

1. Calcul de la production énergétique

Le but de cette partie est de dimensionner d'un point de vue énergétique l'installation d'éoliennes terrestres afin de produire C = 74,872 GWh/an. Afin de calculer le nombre d'éoliennes de 3 MW nécessaires pour subvenir à cette consommation, il suffit de diviser C par le nombre d'heures de fonctionnement dans une année (nous l'estimons à 5 000 heures) puis de diviser par la puissance annuelle moyenne réelle de l'éolienne, 1,8 MW (P) calculée dans la partie précédente (Evaluation du potentiel éolien terrestre) :

$ n=\frac{C}{5000.P} $

A.N. : $ n= 8,32 $

Il faudrait donc un parc de 9 éoliennes d'une puissance totale nominale de 27 MW et d'une puissance totale réelle P' de 16,2 MW pour couvrir les besoins énergétiques de l'usine. Cela correspond à une production énergétique réelle p de :

$ p'=5000.P' $

A.N. : $ p= 81,00~GWh $

On obtient une production énergétique de 81,00 GWh/an

2. Calcul de l'espace requis

En considérant que les 9 éoliennes sont séparées de 500 mètres à 1 km, soit 4 fois le diamètre des pales si les éoliennes sont placées à la perpendiculaire des vents dominants et 7 fois le diamètre des pales si elles sont placées dans l'axe des vents dominants (Apere, 2002), et qu'elle sont placées en ligne, on obtiendrait une distance totale nécessaire de 5 à 9 km.

 

 

Aspect réglementaire

Aspect réglementaire

 

1. Implantation du site

La construction d'un site éolien terrestre nécessite lui aussi un ensemble de démarches réglementaires.

Contrairement aux éoliennes offshore, la construction d'éoliennes terrestres nécessite l'obtention d'un permis de construire accordé par le préfet du département.

Les éoliennes terrestres sont en effet des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE) depuis la parution d'un décret en Août 2011 (décret n°2011-984).

Ainsi pour des éoliennes dont le mât mesure entre 12 et 50 mètres et dont la puissance est supérieure ou égale à 20 MW ou pour toute éolienne dont le mât dépasse 50 m, l'installation est soumise au régime de l'autorisation.
Pour des éoliennes de puissance inférieure à 20 MW et dont le mât mesure entre 12 et 50 m, les installations sont soumises au régime de déclaration (décret n°2011-984).

Dans notre cas, les éoliennes dimensionnées ont une hauteur supérieure à 50 m : l'installation d'un parc éolien sera donc soumis au régime d'autorisation.

Certaines contraintes liées à la construction d'un parc éolien terrestre sont proches de celles rencontrées dans le cas des éoliennes offshore. C'est le cas des contraintes liées aux zones de couloirs aériens ou proche de radars ou encore de zones sensibles pour l'avifaune. La figure suivante (Figure 1) présente les servitudes et contraintes techniques des Pays de Loire (Shéma Régional Eolien des Pays de Loire, 2013).

 

Figure 1 : Servitudes et contraintes techniques liées à l'implantation d'éoliennes terrestres
(Schéma régional éolien terrestre des pays de la Loire,n.d.)

Suite à la demande de permis de construire et d'autorisations, une demande de raccordement au réseau doit être effectuée auprès d'ERDF si la puissance de l'installation est inférieure à 12 MW. Dans notre cas (installations plus puissantes), le raccordement doit se faire auprès du Réseau de Transport de l'Electricité (RTE).

2. Règlement sur l'exploitation du site

Une autorisation d'exploiter est ensuite requise. Celle-ci est demandée auprès du ministère du ministre de l'énergie. Pour une installation de puissance inférieure à 12 MW une simple déclaration suffit.

Un exploitant éolien est également tenu de disposer de fonds permettant la remise en état du site et le démantèlement des éoliennes à la fin de leur exploitation.

3. Règlement sur les tarifs d'achat de l'énergie produite

Depuis 2008, la loi POPE (Programme des orientations de la politique énergétique, permet aux communes d'établir des Zones de Développement Eolien (ZDE). Si le projet est situé dans cette zone, il bénéficiera d'une obligation de rachat de sa production électrique. Dans ce cas, il sera nécessaire d'établir un contrat avec EDF à partir d'un certificat ouvrant droit à l'obligation d'achat (CODOA). Ce dernier est délivré par le préfet.

Un projet éolien d'une puissance inférieure ou égale à 12 MW peut lui aussi bénéficier de l'obligation de rachat de l'électricité.

D'un point de vue tarifaire, l'Arrêté du 17 novembre 2008 "fixe les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent" l'énergie produite par des éoliennes en ZDE est achetée selon des contrats d'une durée de 15 ans. L'énergie est alors payée 8,2 c€/kWh pour les dix premières années, puis le tarif évolue entre 2,8 et 8,2 c€/kWh les cinq années suivantes selon la production (Tableau 1).

Tableau 1 : Conditions de rachat de l'énergie éolienne offshore
(Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, 2013)

Durée annuelle de fonctionnement T pour les 10 premières années T pour les 5 années suivantes
2 800 heures et moins 8,2 c€/kWh 8,2 c€/kWh
Entre 2 800 et 3 200 heures 8,2 c€/kWh Interpolation linéaire
3 200 heures 8,2 c€/kWh 6,8 c€/kWh
Entre 3 200 et 3 900 heures 8,2 c€/kWh Interpolation linéaire
3 900 heures et plus 8,2 c€/kWh 2,8 c€/kWh

Dans le cas de notre dimensionnement, le tarif de rachat est de 9,2 c€/kWh les 10 premières années puis de 2,8 c€/kWh les 5 années suivantes.

Implantation

Implantation

De nombreux projets éoliens sont en cours d'étude dans la région Pays de la Loire et dans le département Vendéen. La préfecture de Vendée a édité par exemple en 2003 un document prenant en compte différents paramètres lors de l'analyse des zones d'implantation potentielles d'éoliennes terrestres.

Au cours de notre travail, il ne nous a pas parru nécessaire de dessiner par nous même des zones d'implantation sur le logiciel ArcGIS car ce document propose de nombreuses cartes et nous permet de choisir facilement une zone pour l'implantation du parc éolien dimensionné.

Les différents paramètres retenus dans l'élaboration de ce document sont :
- le potentiel éolien, présenté dans la partie évaluation de la ressource (Evaluation du potentiel éolien terrestre)
- les zones urbaines
- les servitudes publiques
- le patrimoine
- les zones protégées

 

1. La couverture du sol

La principale contrainte dans l'implantation d'un parc éolien est la couverture du sol. En effet, en plus de ne pas être implantables en zones urbaines, les éoliennes doivent se situer à une distance minimale de 500 m des zones habitables pour ne pas causer de nuisances sonores, magnétiques et aussi visuelles aux populations. Cette contrainte est présentée sur la Figure 1.

Figure 1 : Carte des zones urbaines en Vendée
(Préfecture de la Vendée, 2003)

2. Les servitudes publiques et militaires

Les servitudes d'utilité publiques sont régies par le Code de l'Urbanisme et interdisent tout bonnement toute installations. Ces zones correspondent aux réseaux routiers, ferroviaire, aérien, électrique et des télécommunications. A cela s'ajoute des servitudes militaires qui n'autorisent pas le dépassement de 90 m de hauteur les éoliennes dans certaines zones. Cette contrainte est présentée en Figure 2.

Figure 2 : Carte des servitudes d'utilité publique et militaire en Vendée
(Préfecture de la Vendée, 2003)

3. Les zones touristiques

De la même manière que pour les zones habitables, une distance minimale de 500 m est à respecter entre les zones d'intérêts touristiques (sites classés, monuments historiques, ...) et les éoliennes. Cette contrainte est représentée en Figure 3.

Figure 3 : Carte des zones de protection du patrimoine en Vendée
(Préfecture de la Vendée, 2003)

4. Les zones protégées

Enfin, la dernière contrainte est les zones de protection représentées par les ZNIEFF, les zones Natura 2000 et les ZICO. Cette dernière carte est représentée en Figure 3.

Figure 4 : Carte des zones protégées en Vendée
(Préfecture de la Vendée, 2003)

5. Bilan

Les différents critères cités précédemment sont synthétisés dans le Tableau 1  et sont recoupés avec ceux du potentiel éolien pour déterminer des zones potentielles d'implantation d'éoliennes. Ainsi, les zones 1 en vert clair correspondent à un potentiel éolien favorable à très favorable pour des contraintes modérées à moyennes. La zone entourée en bleu sur la Figure 5, correspond à une zone 1 et est proche de notre site d'implantation d'usine de dessalement. Bien que cette étude fut faite il y a 10 ans environ et que certaines contraintes réglementaires ont du évoluer, nous retiendrons cette zone.

Tableau 1 : Synthèse des contraintes réglementaires et du potentiel éolien
(Préfecture de Vendée, 2003)

. La carte résultante ci contre indique les zones potentielles d'implantation d'éoliennes (Figure 5).

Figure 5 : Carte des potentialités pour l'installation d'éoliennes en Vendée
(Préfecture de Vendée, 2003)

Les éoliennes sont représentées par des points rouges sur la Figure 5 et ont été implantées sachant qu'une distance de 1 km au maximum est nécessaire entre chacune d'elles pour éviter des turbulences et donc une baisse de la production énergétique,

Aspect économique

Aspect économique

Afin d'évaluer l'aspect économique de la mise en place d'un parc éolien en Vendée nous prendrons en compte :

- le coût d'investissement, (construction et entretien)

- la rentabilité économique (économie et prix de revente de l'énergie produite)

De plus, de la même manière que pour les autres énergies, nous ne prennons pas en compte les taxes professionnelles et foncières faute de données.

1. Coûts d'investissement

L'implantation d'un parc éolien implique d'une part son installation et d'autre part le raccordement au réseau électrique ainsi que la construction de chemins d'accès pour son entretien.

Le coût moyen de l'éolienne V126 se situe autour de 1 000 000 €/MW (Vestas, 2013). Le parc dimensionné ayant une puissance de 27 MW, le coût d'investissement s'élève donc à 27 000 000 €.

L'éolienne a elle seule représente 75 à 80% du coût total d'un projet. Sur ces 27 millions, 20,25 sont donc alloués à l'éolienne. Les 6,75 millions restant sont alloués à l'aménagement du site, à la mise en place d'accès routiers, au poste de livraison et au raccordement électrique.

Par ailleurs, on compte 12 €/MWh pour la maintenance des installations. La production énergétique du parc éolien s'élevant à 81,00 GWh/an, on parvient alors au montant de 972 000 € d'entretien par an, soit 14 580 000 € sur une période de quinze ans. Cette période est choisie en raison de la durée des contrats de rachat de l'électricité

Le coût total d'investissement s'établit alors à 41 580 000 €.

2. Recettes

Les contrats d'achats de l'électricité provenant d'éoliennes terrestres sont signés pour 15 ans. Comme signalé dans la partie aspect réglementation, un premier tarif  s'applique sur les dix premières années, le tarif est ensuite variable sur les cinq suivantes.

  • Scénario 1 : Utilisation de l'énergie produite et vente du surplus

     - Economie d'énergie

Le premier scénario envisagé est que l'énergie éolienne produite est directement utilisée par l'usine de dessalement. Dans ce cas, l'entreprise n'aura pas à acheter l'électricité à un fournisseur tel qu'EDF et économisera donc 8,09 c€/kWh, tarif d'achat moyen de l'électricité en France pour les industries en 2012 (a) (Eurostat, 2013).

En considérant un taux d'inflation de 2% chaque années, on obtient un coût de l'énergie présenté dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Prix du kWh en prenant en compte un taux d'inflation de 2%

Année 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
a : Prix du kWH (c) 8,25 8,42 8,59 8,76 8,93 9,11 9,29 9,48 9,67 9,86 10,06 10,26 10,47 10,67 10,89

Sachant que la consommation énergétique annuelle est C = 74,872 GWh/an et en considérant le contrat d'achat de l'électricité de t = 15 ans, l'économie totale faite grâce à l'exploitation d'un parc éolien en Vendée est de 106 843 708 €.

$ E=C*\sum_{i=2013}^{2027}{(a_{i})}~$

A.N. : $ E=106~843~708~€ $

     - Vente du surplus

De plus, la production réelle (p') du parc éolien est de 81,00 GWh/an. Un surplus énergétique (S) est donc produit et revendable :

$ S=p'-C $

A.N. : $ S=6,128~GWh $

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années (A1) est estimé actuellement en France à 8,2 c€/kWh puis sur les 5 autres années (A2) à 2,8 c€/kWh (Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, 2013), le bénéfice lié à la vente du surplus sur une durée de contrat de 15 ans (B15) est de :

$ B_{15}=S*(A_1*10+A_2*5) $

A.N. : $ B_{15}=5~882~880€ $

La vente du surplus énergétique rapporterait 5 882 880 € sur toute la durée de l'exploitation du parc.

     - Bénéfice total

Le bénéfice total s'estime alors à 112 726 588 € :

  • Scénario 2 : Vente totale de l'énergie produite

Avec un prix d'achat de l'énergie estimé à 8,2 c€/kWh les 10 premières années (A1) puis à 2,8 c€/kWh les 5 années suivantes (A2), une production annuelle réelle p' = 81,00 GWh et une durée d'exploitation du parc de 15 ans on obtient ainsi une recette totale (R) de :

$ R_{15}=p'(A_1*10+A_2*5) $

A.N. : $ R_{15}=77~760~000€ $

La recette totale s'élève ainsi à 77 760 000 €.

  • Bilan

Le scénario 1 est le scénario le plus rentable pour l'exploitation d'un parc éolien avec une recette de 112 726 588 €.

Nous retiendrons ce scénario pour le calcul du seuil de rentabilité.

3. Seuils de rentabilité

Deux fonctions sont posées :

  • F1(t) : représente le coût d'exploitation du parc éolien au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{1}(t)= 27+0,972.t $

  • F2(t): représente le bénéfice annuel lié à la revente de l'énergie produite :

$ F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+0,502496.t $ pour $ t\in[0;10] $

$ F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+0,502496*10+0,171584(t-10) $ pour $ t\in[0;10] $
$ \Leftrightarrow~F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+0,171584.t+3,30912 $ pour $ t\in]10;15] $

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le parc éolien devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité du parc éolien
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

En posant F1(t)=F2(t), on trouve un seuil de rentabilté d'environ 4.5 ans.

 

Impacts environnementaux et sociétaux

Impacts environnementaux et sociétaux

1. Impacts environnementaux

L'implantation d'une ferme éolienne terrestre n'est pas sans effet sur l'environnement. Il existe un certains nombre d'interactions entre les éoliennes et leur zone d'implantation. Les paragraphes suivants établissent l'inventaire des effets à prendre en compte dans le cadre de l'installation d'éoliennes.

  • Les risques pour la faune locale

L'implantation d'éoliennes entraîne l'apparition de risques pour l'avifaune, notamment si le parc éolien est situé sur une voie migratoire. La figure suivante présente les zones pour lesquelles l'incidence des éoliennes serait la plus forte.

Figure 1 : Zones d'incidence potentielle des éoliennes sur l'avifaune.
(Schéma Régional Eolien Terrestre des Pays de Loire, 2013)

  • Le bruit

Si l'usine de dessalement venait à implanter un champ éolien, la puissance des éoliennes à implanter étant de 3 MW, les espaces environnants seraient exposés à des intensités sonores de l'ordre de 100 dB. L'émission d'un tel bruit peut perturber la faune environnante.

De plus, ceci implique certaines conditions sur la zone d'implantation de ces éoliennes : celles-ci ne doivent par exemple pas se trouver à proximité de zones résidentielles.

2. Impacts sociétaux

Les éoliennes terrestres sont souvent sujets à controverse auprès des riverains pour deux principales raisons :

  • La consommation d'espace

Implanter un parc éolien au sein d'une zone aussi fragile et touristique que le littoral vendéen n'est pas chose facile. La consommation d'espace requise est forte et les zones disponibles se font rares.

  • Les impacts visuels

Du fait de leur taille élevée supérieure à 100 m, les éoliennes sont visibles de loin et dégradent le paysage aux yeux de nombreux riverains. Cependant, les avis restent partagés concernant cette aspect.

 

 

Les Eoliennes Offshore

Les Eoliennes Offshores

1. Présentation générale de la technologie

Le principe de fonctionnement des éoliennes offshores (Figure 1) est similaire à celui des éoliennes terrestres. La production énergétique éolienne résulte de l'énergie cinétique du vent. Ces éoliennes sont situées généralement à une dizaine de kilomètres des côtes ont l'avantage de susciter moins de controverses que ses équivalentes terrestres (peu de contraintes de superficie, paysagère et sonore). De plus la vitesse du vent est plus importante et plus constante que sur le continent : la production électrique est donc plus importante.

Figure 1 : Parc d'éoliennes offshores au Danemark
(Windenergie, n.d.)

Cependant, leur prix est plus important du fait de la complexité de leur installation en mer. La Figure 2 présente les trois différents modes d'ancrage de ces éoliennes : monopieu, tripode et béton gravitaire.

Figure 2 : Différents types d'ancrage des éoliennes offshores
(eolienoffshore.com, n.d.)

De plus, ces éoliennes doivent être conçues pour résister à la corrosion et à la force des courants. L'installation du réseau de raccordement est aussi une contrainte majeure : des câbles électriques sous marins d'une dizaine de kilomètres doivent être installés.

En ce qui concerne la disposition des éoliennes, on retrouve généralement deux cas de figures : en arc de cercle (par soucis esthétique ) ou en quadrillage. (Figure 3) La disposition est importante d'un point de vue esthétique (afin d'éviter d'observer un "barrage" d'éoliennes depuis la côte) mais aussi énergétique (des éoliennes trop rapprochées entraînent des phénomènes de turbulence et diminuent leur rendement). 

Figure 3 : Disposition de parcs éoliens offshores en arc de cercle et en quadrillage
(Ecodids et Energeek, 2011)

2. Plan du dimensionnement

Le dimensionnement d'un parc éolien en Vendée est présenté de la façon suivante :

1. Dimensionnement global

2. Aspect réglementaire

3. Implantation

4. Aspect économique

5. Impacts environnementaux et sociétaux

Dimensionnement global

Dimensionnement global

1. Calcul de la production énergétique

Le parc éolien est ici dimensionné afin de couvrir la consommation annuelle de l'usine de dessalement. Sa production doit donc atteindre C = 74,872 GWh/an. Similairement aux calculs réalisés pour les éoliennes terrestres, C est divisé par le nombre d'heures de fonctionnement des éoliennes, puis par la puissance annuelle moyenne réelle de l'éolienne. Cette puissance moyenne (P) a été évaluée à 3 MW lors de l'évaluation des ressources.

$ n=\frac{C}{6000.P} $

A.N. : $ n= 4,15 $

5 éoliennes seraient donc requises pour une puissance totale nominale et réelle de 15 MW pour couvrir les besoins énergétiques de l'usine. Cela correspond à une production énergétique réelle p de :

$ p=6000.P $

A.N. : $ p= 90,00~GWh $

On obtient une production énergétique de 90,00 GWh/an

2. Calcul de l'espace requis

L'espacement entre éoliennes demeure le même le celui de éoliennes terrestres. Une distance de 500 mètres est fixée entre chacune d'elles.

Le calcul de l'espace requis conduit donc à une longueur de 2,5 km

Aspect réglementaire

Aspect réglementaire

 

1. Règlement sur l'implantation d'un parc éolien offshore

D'après un décret du 14 Janvier 2012, les installations marines ne nécessitent pas de permis de construire en raison de leur implantation en mer. Ceci concerne également les dispositifs de raccordement aux réseaux publics d'électricité.

L'implantation d'un parc éolien offshore suit une démarche particulière. Suite à une demande de concession du domaine public maritime, une demande d'autorisation au titre de la loi sur l'eau est réalisée. S'en suit l'étude d'impacts requise pour les éoliennes placées en mer. Enfin une enquête publique est réalisée auprès de la population (WPD, 2013).

Le projet doit par ailleurs prendre en compte certaines obligations concernant l'environnement des installations. Parmi celles-ci, on trouve :

  • Les servitudes maritimes (navigation et balisage)

La construction du site doit prendre en compte les zones réglementée, ou interdites comme les périmètres de sécurité autour d'usines ou de zones militaires, les zones de dépôt de dragage, les zones d'attente, de dégagement de navires, d'aquaculture ou de pêche.

Les zones présentant déjà des câbles sous-marins, d'écoute ou des gazoducs sont également soumises à des réglementations.

Les éoliennes ne doivent pas gêner l'usage de radars dans les zones portuaires, ainsi que les zones de manoeuvre des navires. Si beaucoup de permis de construire pour des parcs éoliens sont refusés pour protection de la faune ou du patrimoine, une part de ces refus est liée aux perturbations causées sur les radars (Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, 2010).

Chaque éolienne est soumis à un balisage précis. Elles doivent comporter des balises lumineuses et un marquage jaune à leur base jusqu'à 15 m au-dessus du niveau maximal des mers.

  • Les servitudes aéronautiques (dégagement, balisage)

Dans le cadre des servitudes aéronautiques, on retrouve des impératifs de balisage et de restriction de zone. Les éoliennes offshore dont la hauteur est supérieure à 50 m sont soumises à ces servitudes, elles ne doivent pas créer d'obstacle ou de danger à la circulation aérienne. Dans les zones où un survol à basse altitude est parfois nécessaire (secours en mer), un balisage diurne et nocturne est requis.

  • Les servitudes radioélectriques

L'installation d'un parc éolien offshore ne doit pas être à l'origine de perturbations radioélectriques, l'installation est alors soumise aux prescriptions réglementaires (GTE 1094) et aux dispositions de l'article L112-12 de Code de la construction et de l'habitation. L'objectif est de ne pas produire d'interférences néfastes pour le bon fonctionnement d'autres appareils électriques placés au voisinage du parc éolien.

  • Les servitudes militaires (champs de tir, aéronefs, postes électro-sémaphoriques, amers, feux et phares)

Ces servitudes concernent principalement les champs de tirs, les survols de la zone, les phares et feux de signalisation ou encore les postes de défense des côtes. Si la zone choisie pour implanter le parc éolien recoupe une zone utilisée par l'armée, le projet devra être déplacé.

Si ces servitudes ne sont pas toujours strictement liées à l'armée, notamment celles concernant les feux et phares de signalisation, elles nécessitent la consultation des autorités militaires.

 

2. Règlement sur les tarifs d'achat de l'énergie produite

La tarification des éoliennes offshores et soumise tout comme les éoliennes terrestres à l'Arrêté du 17 novembre 2008 "fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent".

Cette arrêté donne sur un contrat de 20 ans un tarif unique de rachat pendant 10 ans de 13 c€/kWh puis de 3 à 13 c€/kWh les 10 années suivantes selon la durée annuelle de fonctionnement de l'installation. (Tableau 1)

Tableau 1 : Conditions de rachat de l'énergie éolienne offshore
(Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, 2013)

Durée annuelle de fonctionnement T pour les 10 premières années T pour les 10 années suivantes
2 800 heures et moins 13 c€/kWh 13 c€/kWh
Entre 2 800 et 3 200 heures 13 c€/kWh Interpolation linéaire
3 200 heures 13 c€/kWh 9 c€/kWh
Entre 3 200 et 3 900 heures 13 c€/kWh Interpolation linéaire
3 900 heures et plus 13 c€/kWh 3 c€/kWh

Concernant l'installation de notre projet, le tarif de rachat sera de 13 c€/kWh les 10 premières années du contrat puis de 3c€/kWh les 10 années suivantes.

Implantation

Implantation

 

Similairement aux pelamis, l'implantation d'un parc éolien en milieu maritime doit prendre en compte certaines contraintes:

- la bathymétrie

- les espaces protégés

- les couloirs maritimes

- les zones d'activité aquacoles.

1. Bathymétrie

Les éoliennes offshore ne peuvent pas être implantées sur des zones de profondeur excédant 50 m de profondeur. Si des projets d'éoliennes flottantes sont en voie de développement, nous retenons ici les éoliennes conventionnelles, possédant des fondations. Etant donné les faibles pente le long du littoral vendéen (Figure 1), il est possible d'implanter un parc éolien entre 15 et 20 km des côtes.

Figure 1 : Carte bathymétrique des côtes vendéennes
(SHOM, 2013)

2. Espaces protégés

La région littorale comporte un ensemble d'espaces protégés comme les zones Natura 2000 ou les ZNIEFF. Les éoliennes ne seront pas implantés dans ces zones qui doivent être préservées.

La carte suivante (Figure 2) représente l'ensemble des espaces protégés au large de la Vendée, ainsi que la zone où pourraient être implantées les éoliennes.

Figure 2 : Carte des zones protégées sur le littoral vendéen.
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

 

3. Voies navigables et zones de pêche

3.1. Couloirs maritimes

Pour des raisons pratiques et de sécurité, l'implantation des éoliennes ne doit pas interférer avec les diverses voies navigables. La carte suivante (Figure 3) présente les routes commerciales suivies par les navires ainsi que les trajets de navettes touristiques (données fournies par la Préfecture Maritime de l'Atlantique).

Figure 3 : Routes maritimes majeures au large de la Vendée
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

Ces routes maritimes ne recoupent donc pas la zone potentielle où sont implantables les éoliennes. Le risque de collision et les manoeuvres de détournement seront réduits.

 

3.2. Aquaculture

Afin d'éviter d'éventuels conflits d'usage de l'espace, les éoliennes ne doivent pas être implantés sur des espaces déjà utilisés à des fins économiques comme les parcs ostréicoles, ou les zones de conchyliculture.

La carte suivante (Figure 4) regroupe l'ensemble de ces zones. Les zones d'aquaculture, les parcs ostréicoles, ou zones conchylicoles sont présentes à proximité immédiate des côtes. Ces espaces ne sont donc pas problématiques pour l'implantation d'éoliennes qui s'effectue au-delà de ces zones.

 

Figure 4 : Zones d'exploitation des ressources maritimes le long des côtes vendéennes
(IGN, 2013)

4. Bilan

A partir de ce premier bilan on constate que l'implantation d'éoliennes ne comporte pas de contraintes majeures liées aux activités ou aux déplacements maritimes, si ce n'est la bathymétrie qui impose une profondeur de 50 m maximum. Ainsi, la zone retenue est celle encadrée en rouge dans la Figure 4.

Les résultats précédents ont pu être recroisés avec ceux obtenus pour l'appel d'offre lancé par le Ministère de l'écologie du développement durable, du transport et des logements en 2010 pour l'implantation d'un parc éolien au large de la Vendée (Figure 5). Le bilan présenté vient confirmer le choix de la zone.

Figure 5 : Zone potentielle retenue pour l'implantation d'éoliennes offshore
(Ministère de l'écologie du développement durable, du transport et des logements, 2010)

 

Aspect économique

Aspect économique

1. Coûts d'investissement

Du fait de son implantation en mer, les coût d'investissement, de raccordement au réseau électrique et d'entretien d'un parc éolien offshore sont plus élevés que pour un parc terrestre. Ils sont en général deux à trois fois plus élevées que pour un parc éolien terrestre. L'installation de câbles sous-marins, l'éloignement pour l'entretien ou l'utilisation de navires sont des exemples de postes de dépenses supplémentaires.

Le coût  moyen de l'éolienne V112 est de 3 000 000 €/MW (Vestas, 2013). Pour le parc dimensionné à 15 MW, le coût d'investissement s'élève alors à 45 000 000 €.

Des charges d'entretien trois fois plus élevées conduisent à la valeur de 36 €/MWh, soit pour le parc traité, un coût d'entretien de 3 240 000 €/an. Ce montant représente la somme de 64 800 000 € pour une exploitation de vingt ans.

Le coût total de l'investissement atteint donc 109 800 000 €.

2. Recettes

Les contrats d'achat de l'électricité pour un parc éolien sont signés pour 20 ans.

Suivant le même schéma que les éoliennes terrestres, deux scénarii sont envisagés

  • Scénario 1 : Utilisation de l'énergie produite et vente du surplus

     - Economie d'énergie

Le premier scénario envisagé est que l'énergie éolienne produite est directement utilisée par l'usine de dessalement. Dans ce cas, l'entreprise n'aura pas à acheter l'électricité à un fournisseur tel qu'EDF et économisera donc 8,09 c€/kWh, tarif d'achat moyen de l'électricité en France pour les industries en 2012 (a) (Eurostat, 2013).

En considérant un taux d'inflation de 2% chaque années, on obtient un coût de l'énergie présenté dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Prix du kWh en prenant en compte un taux d'inflation de 2%

Année 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
a : Prix du kWH (c) 8,25 8,42 8,59 8,76 8,93 9,11 9,29 9,48 9,67 9,86 10,06 10,26 10,47 10,67 10,89 11,11 11,33 11,55 11,79 12,02

Sachant que la consommation énergétique annuelle est C = 74,872 GWh/an et en considérant le contrat d'achat de l'électricité de t = 20 ans, l'économie totale faite grâce à l'exploitation d'un parc éolien en Vendée est de 150 116 146 €.

$ E=C*\sum_{i=2013}^{2032}{(a_{i})}~$

A.N. : $ E=150~116~146~€ $

 

     - Vente du surplus

De plus, la production réelle (p') du parc éolien est de 90,00 GWh/an. Un surplus énergétique (S) est donc produit et revendable :

$ S=p'-C $

A.N. : $ S=15,128~GWh $

Sachant que le prix d'achat (A1) de l'énergie sur les 10 premières années  est estimé actuellement en France à 13,0 c€/kWh puis sur les 10 années suivantes (A2) à 3,0 c€/kWh (Ministère de l'écologie, du développement durable  de l'énergie, 2013), le bénéfice lié à la vente du surplus sur une durée de contrat de 20 ans (B20) est de :

$ B_{20}=S*(A_1*10+A_2*10) $

A.N. : $ B_{20}=24~204~800€ $

La vente du surplus énergétique rapporterait 24 204 800 € sur toute la durée de l'exploitation du parc.

     - Bénéfice total

Le bénéfice total s'estime alors à 174 320 946 € :

  • Scénario 2 : Vente totale de l'énergie produite

Avec un prix d'achat de l'énergie estimé à 13 c€/kWh les 10 premières années (A1) puis à 3 c€/kWh les 10 années suivantes (A2), une production annuelle réelle p' = 90,00 GWh et une durée d'exploitation du parc de 20 ans on obtient ainsi une recette totale (R) de :

$ R_{20}=p'(A_1*10+A_2*10) $

A.N. : $ R_{20}=120~960~000~€ $

La recette totale s'élève ainsi à 144 000 000 €.

  • Bilan

Le scénario 1 est le scénario le plus rentable pour l'exploitation d'un parc éolien offshore avec une recette de 174 320 946 €.

Nous retiendrons ce scénario pour le calcul du seuil de rentabilité.

3. Seuils de rentabilité

Deux fonctions sont posées :

  • F1(t) : représente le coût d'exploitation du parc éolien au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{1}(t)= 45+3,24.t $

  • F2(t): représente le bénéfice annuel lié à la revente de l'énergie produite :

$ F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+1,966640.t $ pour $ t\in[0;10] $

$ F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+1,966640*10+0,453840.(t-10) $ pour $ t\in[0;10] $
$ \Leftrightarrow~F_{2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,057145*1,02^t)})+0,453840.t+15,128 $ pour $ t\in]10;20] $

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le parc éolien devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité du parc éolien
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

En posant F1(t)=F2(t), on trouve un seuil de rentabilté d'environ 12 ans.

Impacts environnementaux et sociétaux

Impacts environnementaux et sociétaux

1. Impacts environnementaux

Tout comme pour l'implantation des hydroliennes ou d'une ferme de pelamis, l'implantation d'éoliennes en milieu maritime n'est pas sans conséquences sur l'environnement. Dans le cadre de notre projet, les éléments suivants interviennent :

  • Le remaniement des fonds et la mise en suspension de matériaux

Qu'il s'agisse d'éoliennes flottantes, ou implantées dans le substrat, les travaux d'implantation des éoliennes sont susceptibles de déplacer des sédiments et de perturber le milieu de vie d'organismes benthiques ou de poissons.

Lorsque les sédiments sont remis en suspension, il peut en résulter des destructions localisées de ces organismes par étouffement. Le rétablissement est cependant rapide.

L'ensouillage des câbles pour relier les installations au réseau est elle aussi une source de perturbation des fonds marins.

  • Bruits et vibrations

Pour les éoliennes offshore, les bruits aériens ne sont pas problématiques, cependant, les vibrations transmises depuis le rotor jusqu'au milieu aquatique sont sources de bruits se propageant dans l'eau.

On estime que les bruits peuvent être à l'origine de modifications comportementales chez les organismes marins (ADEME, 2012).

  • Electromagnétisme

Comme toute installation marine, c'est le câble de transport de l'électricité qui est la principale source de champ magnétique. Du fait de la production d'un courant continu, l'extension du champ magnétique est réduite.

  • Contamination

Les phases de construction ou d'entretien des parcs éoliens peuvent être à l'origine de la libération de composés polluants dans l'océan. Les peintures anti-corrosion font partie de ces composés mais les quantités libérées sont négligeables.

  • Impact sur la faune

Les oiseaux sont souvent décrits comme les plus sensibles à la présence d'éoliennes. Si le parc se situe sur un espace fréquenté par les oiseaux, ces derniers peuvent être frappés par les pales.

Concernant la population piscicole, il est possible d'implanter des récifs artificiels créant des refuges pour certaines espèces marines.

2. Impacts sociétaux

  • Impact visuel sur le paysage

Les éoliennes sont certainement les installations génératrice d'énergie renouvelable les plus visibles. Les critères de visibilité sont les mêmes que ceux décrits pour les pelamis (éclairage, orientation, contraste avec l'horizon, distance des côtes, hauteur)

Les éoliennes offshore étant généralement situées au large, elles sont mieux acceptées que les éoliennes terrestres par la population (ADEME, 2012).

Par ailleurs, la Vendée acueille chaque année de nombreux touristes. L'implantation d'un parc éolien pourrait avoir quelques effets sur l'économie locale et le taux de fréquentation. Des études ont déjà été menées auprès de touristes français vis à vis de l'acceptation des parcs éoliens le long des côtes méditerranéennes. (Vanja Westerberga, Jette Bredahl Jacobsenb, Robert Lifrana, 2011)

Cette étude met d'abord en avant les disparités d'opinion selon les personnes interrogées. Mais il en ressort qu'une implantation à 12 km des côtes est préférable pour l'industrie touristique (l'incidence sur le tourisme tend vers zéro entre 8 et 12 km).

  • Impact sur les activité humaines

L'implantation des éoliennes crée une zone d'exclusion pour les navires de pêches. Ces derniers doivent par ailleurs proscrire la pêche au chalut lorsqu'ils passent au-dessus de zones où sont installés les câbles électriques au risque de les endommager.

Le parc éolien crée alors un conflit d'usage de la zone maritime. L'accès à la ressource peut être affecté.

Les activités conchylicoles quant à elles sont situées en bordure des côtes peuvent être affectée par le tracé des câbles,

 

 

 

 

 

Bilan

Bilan

Le récapitulatif des dimensionnements des différentes énergies renouvelables est présenté dans le Tableau 1.

Tableau 1 : Bilan des dimensionnements d'énergies renouvelables

Energie Panneaux photovoltaïques Pelamis Eoliennes terrestres Eoliennes offshores
Investissement 148 800 000 € 62 130 000 € 41 580 000 € 109 800 000 €
Seuil de rentabilité 8 ans 9 ans 5 ans 12 ans
Bénéfice sur la durée du contrat 78 900 000 € 72 630 000 € 71 146 588 € 40 316 145 €
Impacts environnementaux limités moyens moyens moyens
Impacts sociétaux moyens moyens importants moyens

La carte suivante (Figure 1) résume les zones retenues pour l'implantation éventuelle de centrales à énergie renouvelables. La zone offshore peut accueillir les pelamis ou les éoliennes offshores.

Figure 1 : Carte récapitulative des zones d'implantation d'énergies renouvelables.
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

 

Mise en place des scénarii

Mise en place des scénarii

Cette dernière partie présente différents scénarii de mise en place d'énergies basés sur le dimensionnement fait précédemment (Dimensionnement d'énergies renouvelables).

Afin de pouvoir comparer chaque scénario, le choix a été fait de choisir une durée d'exploitation de 15 ans. De plus pour établir les différents scénarii nous avons décidé de nous fixer quelques contraintes :

- chaque scénario de couplage prend en compte l'installation de panneaux photovoltaïques sur les toits de l'usine (estimé à 1 ha)

- la taille maximale de la centrale solaire en champs est fixé à 15 ha : il apparaît difficile de remplacer de plus grandes surfaces agricoles par des champs de panneaux.

- la taille maximale de la ferme de pelamis est fixé à 25 unités car peu de projets ont vu le jour avec plus d'une vingtaine de pelamis en Europe.

- un scénario ne peut coupler énergie offshore et pelamis : il nous apparaît difficile de "surcharger" le paysage marin au large des côtes vendéennes avec deux technologies différentes

- un parc éolien offshore doit comporter au minimum 2 éoliennes pour que le projet soit judicieux

Ainsi, 6 scénarii se dégagent :

 

 

 

 

 

 

Enfin, une dernière partie (Bilan) permet de comparer les différents scénarii et de sélectionner le plus rentable afin de réduire les impacts environnementaux de l'usine de dessalement en Vendée. De plus, ces scénarii sont comparés à l'installation du parc éolien terrestre dimensionné dans la partie précédente (Dimensionnement d'éoliennes terrestres) et à l'installation d'un parc éolien offshore (Dimensionnement d'un parc éolien offshore).

 

Scénario 1

Scénario 1

Ce scénario utilise la technologie solaire, éolienne et houlomotrice. Pour subvenir aux besoins de l'usine, 1 ha de panneaux solaires et 25 pelamis sont utilisés. Le complément énergétique nécessaire se fera par le biais d'éoliennes terrestres.

De la même manière que dans la partie précédente (Dimensionnement d'énergies renouvelables), le dimensionnement dans ce scénario se fait de la façon suivante :

 

Dimensionnement global 1

Dimensionnement global 1

1. Mise en place de panneaux photovoltaïques sur toits

1 ha de panneaux photovoltaïque de modèle Conergy PX305P sont utilisés sur les toits de l'usine.

La production annuelle moyenne pour 1 ha a été calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global des panneaux photovoltaïques) et est de p1 = 1,907 GWh/an.

2. Mise en place d'une ferme de pelamis

Une ferme de 25 pelamis de la société Pelamis Wave Power est utilisée

La production annuelle moyenne pour 1 pelamis a été calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global d'une ferme de pelamis) et est de 1,223479 GWh/an. Avec une ferme de 25 pelamis, la production annuelle moyenne sera de p2 = 30,586975 GWh/an.

Une telle ferme représente une surface de 187 ha.

2. Mise en place d'un parc éolien terrestre

La quantité d'énergie nécessaire restante pour couvrir tous les besoins énergétiques de l'usine C = 74,872 GWh/an est de :

$ p_3=C-p_2-p_1 $

A.N. : $ p_3=42,378025 GWh/an $

Afin de produire 42,378025 GWh/an, le parc éolien composé d'éoliennes Vestas 126 d'une puissance réelle de P = 1,8 MW, calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global d'un parc éolien), doit se doter de :

$ n=\frac{p_3}{5000.P} $

A.N. : $ n= 4,71 $

Il faudrait donc un parc de 5 éoliennes d'un puissance réelle P' de 9 MW pour couvrir les besoins énergétiques restants. Ce parc aménerait alors une production énergétique de

$ p_3'=5000.P' $

A.N. : $ p_3'= 45,00~GWh $

De plus, dans l'optique d'une installation en ligne avec un espacement de 500 m à 1 km entre les éoliennes, ce parc aurait une longueur de 2,5 à 5 km.

 

Analyse économique 1

Analyse économique 1

1. Analyse économique des panneaux photovoltaïques

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une centrale solaire)

  • Investissement

Pour l'installation de 5044 panneaux sur toits correspondant à une puissance de 1,538 MW, et un coût de 1 €/Wc, l'investissement est de 1 538 000 €.

La maintenance s'élevant à 15 c€/kWc, le calcul de l'entretien annuel est de 230,7 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i1}(t)=1,538+0,0002307.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 1 541 461 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 1,907 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 2 721 323 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r1}(t)=\sum_{i=1}^t{(0,1542763*1,02^t)}$

2. Analyse économique des pelamis

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une ferme de pelamis)

  • Investissement

Pour l'installation de 25 pelamis correspondant à une puissance de 18,75 MW, et un coût de 800 000 € par pelamis, l'investissement est de 20 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 80 000 €/an par pelamis, le calcul de l'entretien annuel est de 2 000 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i2}(t)=20+2.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 50 000 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie est directement revendu à EDF au tarif de 15 c€/kWh. Sachant que l'énergie produite est de 30,586975 GWh/an, on obtient un bénéfice de 4 588 046 €/an

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r2}(t)=4,588046.t$

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi une recette totale de 68 820 690 €.

3. Analyse économique des éoliennes terrestres

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien terrestre)

  • Investissement

Pour l'installation de 5 éoliennes correspondant à une puissance de  15 MW, et un coût de 1 000 000 €/MW, l'investissement est de 15 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 12 €/MWh et la production à 45,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 540 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i3}(t)=15+0,54.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 23 100 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 42,378025 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 60 474 212 € .

De plus, le surplus énergétique s'éleve à 2,621975 GWh/an

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années est estimé à 8,2 c€/kWh puis sur les 5 autres années  à 2,8 c€/kWh, le bénéfice lié à la vente du surplus sur une durée de contrat de 15 ans est de 2 517 096 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,21500195.t $ pour $ t\in[0;10] $

$ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,21500195*10+0,0734153(t-10) $ pour $ t\in[0;10] $
 et $ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,0734153.t+1,4158665 $ pour $ t\in]10;15] $

Le bénéfice total s'estime à 62 991 308 €

4. Analyse économique totale

Au final, pour ce scénario, le coût d'investissement total est de 74 641 461 € et la recette totale est de 134 533 322 € pour un bénéfice de 59 891 861 €.

Afin de calculer le seuil de rentabilité, deux fonctions sont posées :

  • Fi(t) : représente le coût d'exploitation au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{i}(t)=36,538+2,5402307.t $ pour $ t\in[0;15] $
(t)=27+0,972.t

  • Fr(t): représente la recette annuelle :

$ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(0,1542763*1,02^t)})+4,588046.t+ $
$ (\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,21500195.t~pour~t\in[0;10] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)= (\sum_{i=1}^t{(3,5826585225*1,02^t)})+4,80304795.t~pour~t\in[0;10] $

 et $ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(0,1542763*1,02^t)})+4,588046.t+ $
$ (\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,0734153.t+1,4158665~pour~t\in]10;15] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,5826585225*1,02^t)})+4,66614613.t+1,4158665 $
 

101

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le scénario 1 devient rentable.

Figure 1Evaluation du seuil de rentabilité pour le scénario 1
(J. Le Ster, A. Marty, 2013
)
 

Ce scénario serait donc rentable à partir de 6 années d'exploitation.

Scénario 2

Scénario 2

Ce scénario utilise également la technologie solaire, éolienne et houlomotrice. Pour subvenir aux besoins de l'usine un total de 16 ha de panneaux solaires est implanté, dont 1 ha sur toits. Vingt-cinq pelamis sont installés ainsi qu'un champ éolien terrestre. Il n'est en effet pas envisageable de placer une ferme de pelamis et un champ éolien offshore au même endroit.

De la même manière que dans la partie précédente (Dimensionnement d'énergies renouvelables), le dimensionnement dans ce scénario se fait de la façon suivante :

 

 

 

 

Dimensionnement global 2

Dimensionnement global 2

1. Mise en place de panneaux photovoltaïques sur toits et en champs

16 ha de panneaux photovoltaïque de modèle Conergy PX305P sont utilisés. 15 ha sont placés au sol, constituant une ferme solaire et 1 ha est installé sur le toit de l'usine.

La production annuelle moyenne pour 1 ha a été calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global des panneaux photovoltaïques) et est de  1,907 GWh/an. On en déduit alors la production des 16 ha de panneaux qui vaut alors p1 = 30,512 GWh/an.

2. Mise en place d'une ferme de pelamis

Tout comme pour le scénario 1, vingt-cinq pelamis sont installés, permettant la production de p2 = 30,586975 GWh/an sur un espace de 187 ha.

3. Mise en place d'un parc éolien terrestre

La combinaison de la ferme de pelamis et des panneaux solaires fournit 61,98975 GWh par an (p1+p2). Il subsiste donc un déficit p3 = 13,773025 GWh.

Pour combler ce déficit, il est décidé ici d'installer des éoliennes terrestres de puissance 3 MW. Etant donné la capacité de production de ces éoliennes, qui atteint 9 GWh par an, il est nécessaire d'installer deux éoliennes terrestres pour combler le déficit de production.

$ n=\frac{p_3}{5000.P} $

A.N. : $ n= 1,53 $

Le surplus énergétique résultant est de 4,22698 GWh.

Analyse économique 2

Analyse économique 2

1. Analyse économique des panneaux photovoltaïques

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une centrale solaire)

  • Investissement

Pour l'installation de 80 704 panneaux en champs correspondant à une puissance de 24,61472 MW, et un coût de 1 €/Wc, l'investissement est de 24 614 720 €.

La maintenance s'élevant à 15 c€/kWc, le calcul de l'entretien annuel est de 3 692 €/an.

De plus, sachant que la location de champs est estimé à 2 500 €/ha/an, et avec une exploitation de 15 ha en champs, on obtient un coût de 37 500 €/an soit un total de 750 000 €.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i1}(t)=24,614720+0,003692.t+0,0375.t $

$ \Leftrightarrow F_{i1}(t)=24,614720+0,041192.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 25 232 600 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 30,512 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 43 541 179 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r1}(t)=\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)}$

2. Analyse économique des pelamis

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une ferme de pelamis)

  • Investissement

Pour l'installation de 25 pelamis correspondant à une puissance de 18,75 MW, et un coût de 800 000 € par pelamis, l'investissement est de 20 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 80 000 €/an par pelamis, le calcul de l'entretien annuel est de 2 000 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i2}(t)=20+2.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 50 000 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie est directement revendu à EDF au tarif de 15 c€/kWh. Sachant que l'énergie produite est de 30,586975 GWh/an, on obtient un bénéfice de 4 588 046 €/an

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r2}(t)=4,588046.t$

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi une recette totale de 68 820 690 €.

3. Analyse économique des éoliennes terrestres

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien terrestre)

  • Investissement

Pour l'installation de 2 éoliennes terrestres correspondant à une puissance de 6 MW, et un coût de 1 000 000 €/MW, l'investissement est de 6 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 12 €/MWh et la production à 45,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 216 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i3}(t)=6+0,21.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 9 150 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 13,773025 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 19 654 357 .

De plus, le surplus énergétique s'éleve à 4,22698 GWh/an

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années est estimé à 8,2 c€/kWh puis sur les 5 autres années  à 2,8 c€/kWh, le bénéfice lié à la vente du surplus sur une durée de contrat de 15 ans est de 4 057 901 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(1,1142377225*1,02^t)})+0,34661236.t $ pour $ t\in[0;10] $

$ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,34661236*10+0,11835544(t-10)~pour~t\in[0;10] $
 et $ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+2,2825692+0,11835544.t~pour~t\in]10;15] $

Le bénéfice total s'estime à 23 712 258

4. Analyse économique totale

Au final, pour ce scénario, le coût d'investissement total est de 84 382 600 € et la recette totale est de 136 074 127 € pour un bénéfice de 51 691 527 €.

Afin de calculer le seuil de rentabilité, deux fonctions sont posées :

  • Fi(t) : représente le coût d'exploitation au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{i}(t)=F_{i1}(t)=50,614720+2,251192.t $ pour $ t\in[0;15] $
(t)=27+0,972.t

  • Fr(t): représente la recette annuelle :

$ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)})+4,588046.t+ $
$ (\sum_{i=1}^t{(3,4283822225*1,02^t)})+0,34661236.t~pour~t\in[0;10] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)= (\sum_{i=1}^t{(3,5826585225*1,02^t)})+4,93465836.t~pour~t\in[0;10] $

 et $ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,5826585225*1,02^t)})+4,70640144.t+2,2825692~pour~t\in]10;15] $
 

10

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le scénario 2 devient rentable.

Figure 1 : Détermination du seuil de rentabilité du scénario 2
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

Ce scénario devient rentable à partir de 7,6 années.

 

Scénario 3

Scénario 3

Ce scénario utilise uniquement les technologies solaires, et éoliennes. Pour subvenir aux besoins de l'usine un total de 16 ha de panneaux solaires est implanté, dont 1 ha sur toits. Un parc éolien terrestre est installé pour compléter les besoins de l'usine.

De la même manière que dans la partie précédente (Dimensionnement d'énergies renouvelables), le dimensionnement dans ce scénario se fait de la façon suivante :

 

 

Dimensionnement global 3

Dimensionnement global 3

 

1. Mise en place de panneaux photovoltaïques

Comme pour le scénario 2, les 16 ha de panneaux Conergy PX 305P retenus produisent p1 = 30,512 GWh dans l'année.

Cette production est insuffisante pour couvrir les besoins de l'usine, c'est pour cette raison qu'il est nécessaire d'implanter un parc éolien. Dans ce scénario, il s'agit d'un parc éolien terrestre.

2. Mise en place d'un parc éolien terrestre

Le déficit énergétique p3 correspond ici à la différence entre les besoins de l'usine C =  74,872 GWh/an et la production des panneaux solaires p1.

$ p_3=C-p_1 $

A.N. : $ p_3=44,360 GWh/an $

Pour produire cette quantité d'énergie p3, le nombre d'éoliennes requises est calculé à partir de la formule suivante, qui prend en compte le nombre d'heures de fonctionnement des éoliennes et leur puissance:

$ n = \frac{p_3}{5000.P} $

A.N. : $n = 4,92 $

Cinq éoliennes seraient donc nécessaires pour une puissance réelle maximale P' de 9 MW afin de couvrir le déficit énergétique.

Il subsisterait par ailleurs un surplus énergétique égal à 640 MWh par an.

La longueur totale occupée par les éoliennes serait de 2,5 à 5 km.

Analyse économique 3

Analyse économique 3

1. Analyse économique des panneaux photovoltaïques

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une centrale solaire)

  • Investissement

Pour l'installation de 80 704 panneaux en champs correspondant à une puissance de 24,61472 MW, et un coût de 1 €/Wc, l'investissement est de 24 614 720 €.

La maintenance s'élevant à 15 c€/kWc, le calcul de l'entretien annuel est de 3 692 €/an.

De plus, sachant que la location de champs est estimé à 2 500 €/ha/an, et avec une exploitation de 15 ha en champs, on obtient un coût de 37 500 €/an soit un total de 750 000 €.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i1}(t)=24,614720+0,003692.t+0,0375.t $

$ \Leftrightarrow F_{i1}(t)=24,614720+0,041192.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 25 232 600 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie produite est de 30,512 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie prenant en compte un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 43 541 179 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r1}(t)=\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)}$

 

2. Analyse économique des éoliennes terrestres

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien terrestre)

  • Investissement

Pour l'installation de 5 éoliennes correspondant à une puissance de  15 MW, et un coût de 1 000 000 €/MW, l'investissement est de 15 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 12 €/MWh et la production à 45,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 540 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i2}(t)=15+0,54.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 23 100 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 44,37 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 63 316 797 € .

De plus, le surplus énergétique s'éleve à 0,640 GWh/an

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années est estimé à 8,2 c€/kWh puis sur les 5 autres années  à 2,8 c€/kWh, le bénéfice lié à la vente du surplus sur une durée de contrat de 15 ans est de 614 400 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,589533*1,02^t)})+0,052480t $ pour $ t\in[0;10] $

et $ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,589533*1,02^t)})+0,052480*10+0,017920(t-10) $ pour $ t\in]10;15] $
  $ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,589533*1,02^t)})+0,017920.t+0,3456 $ pour $ t\in]10;15] $

La recette totale s'estime à 63 931 197 €

3. Analyse économique totale

Au final, pour ce scénario, le coût d'investissement total est de 48 332 600 € et la recette totale est de 107 472 375 € pour un bénéfice de 59 139 775 €.

Afin de calculer le seuil de rentabilité, deux fonctions sont posées :

  • Fi(t) : représente le coût d'exploitation au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{i}(t)=39,614720+0,581192.t $ pour $ t\in[0;15] $

1(t)=27+0,972.t

  • Fr(t): représente la recette annuelle :

$ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)})+(\sum_{i=1}^t{(3,589533*1,02^t)})+0,05248.t~pour~t\in[0;10] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)= (\sum_{i=1}^t{(6,0579538*1,02^t)})+0,05248.t~pour~t\in[0;10] $

 et $ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)})+ $
$ (\sum_{i=1}^t{(3,589533*1,02^t)})+0,05248*10+0,017920(t-10)~pour~t\in]10;15] $
 

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,0579538*1,02^t)})+0,017920.t+0,3456~pour~t\in]10;15] $

  t]10;15]

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le scénario 3 devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité du scénario 3
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

Ce scénario devient donc rentable à partir de 6,7 années d'exploitation.

Scénario 4

Scénario 4

Pour ce scénario, on installe 16 ha de panneaux solaires, dont  1 ha sur toits. Le complément énergétique est assuré par un parc éolien offshore.

De la même manière que dans la partie précédente (Dimensionnement d'énergies renouvelables), le dimensionnement dans ce scénario se fait de la façon suivante :

 

 

Dimensionnement global 4

Dimensionnement global 4

 

1. Mise en place de panneaux photovoltaïques

Comme pour le scénario 3, les 16 ha de panneaux Conergy PX 305P retenus produisent p1 = 30 512 MWh dans l'année.

Cette production est insuffisante pour couvrir les besoins de l'usine, c'est pour cette raison qu'il est nécessaire d'implanter un parc éolien. Dans ce scénario, il s'agit d'un parc éolien offshore.

2. Mise en place d'un parc éolien offshore

Le déficit énergétique p3 correspond ici à la différence entre les besoins de l'usine C =  74,872 GWh/an et la production des panneaux solaires p1.

$ p_3=C-p_1 $

A.N. : $ p_3=44,360 GWh/an $

Pour produire cette quantité d'énergie p3, le nombre d'éoliennes requises est calculé comme dans la partie dimensionnement (Dimensionnement global d'éoliennes offshore) à partir de la formule suivante, qui prend en compte le nombre d'heures de fonctionnement des éoliennes et leur puissance :

$ n = \frac{p_3}{6000.P} $

A.N. : $n = 2,46 $

Trois éoliennes offshore seraient donc nécessaires pour une puissance réelle P' de 9 MW afin de couvrir le déficit énergétique. Elles produiront alors 54 GWh/an.

Il subsisterait par ailleurs un surplus énergétique égal à 9,640 MWh par an.

 

Analyse économique 4

Analyse économique 4

1. Analyse économique des panneaux photovoltaïques

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une centrale solaire)

  • Investissement

Pour l'installation de 80 704 panneaux sur toits correspondant à une puissance de 24,61472 MW, et un coût de 1 €/Wc, l'investissement est de 24 614 720 €.

La maintenance s'élevant à 15 c€/kWc, le calcul de l'entretien annuel est de 3 692 €/an.

De plus, sachant que la location de champs est estimé à 2 500 €/ha/an, et avec une exploitation de 15 ha en champs, on obtient un coût de 37 500 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i1}(t)=24,61472+0,003692.t+0,0375.t $

$ \Leftrightarrow F_{i1}(t)=24,61472+0,041192.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 25 232 600 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie produite est de 30,512 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 43 541 179 € sur 15 ans.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r1}(t)=\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)}$

 

2. Analyse économique des éoliennes offshore

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien offshore)

  • Investissement

Pour l'installation de 3 éoliennes correspondant à une puissance de  9 MW, et un coût de 3 000 000 €/MW, l'investissement est de 27 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 36 €/MWh et la production à 54,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 1 944 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i2}(t)=27+1,944.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 56 160 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 44,36 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 63 302 526 € .

De plus, le surplus énergétique s'éleve à 9,640 GWh/an

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années est estimé à 13 c€/kWh puis sur les 10 autres années  à 3 c€/kWh, le bénéfice lié à la vente du surplus sur 15 ans est de 13 978 000 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,588724*1,02^t)})+1,2532t $ pour $ t\in[0;10] $

et $ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,5887241,02^t)})+1,2532*10+0,2892(t-10) $ pour $ t\in]10;15] $
  $ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,588724*1,02^t)})+0,2892.t+9,64 $ pour $ t\in]10;15] $

La recette totale s'estime à 77 280 526 €

3. Analyse économique totale

Au final, pour ce scénario, le coût d'investissement total est de 81 392 600 € et la recette totale est de 120 821 705 € pour un bénéfice de 39 429 105 €.

Afin de calculer le seuil de rentabilité, deux fonctions sont posées :

  • Fi(t) : représente le coût d'exploitation au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{i}(t)=51,61472+1,985192.t $
 
1(t)=27+0,972.t

  • Fr(t): représente la recette annuelle :

$ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,4684208*1,02^t)})+(\sum_{i=1}^t{(3,588724*1,02^t)})+1,2532t~pour~t\in[0;10] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)= (\sum_{i=1}^t{(6,0571448*1,02^t)})+1,22532.t~pour~t\in[0;10] $

 et $ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,0571448*1,02^t)})+0,2892.t+9,64~pour~t\in]10;15] $

 t]10;15]

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le scénario 4 devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité pour le scénario 4
(J. Le Ster, A.Marty, 2013)

 

Le scénario 4 serait alors rentable après 8,7 années d'exploitation.

Scénario 5

Scénario 5

Le scénario 5 utilise la technologie solaire et éolienne. 1 ha de panneaux solaires sur toits sont utilisés et le complément énergétique est assuré par deux parcs éolien, l'un terrestre, l'autre offshore.

De la même manière que dans la partie précédente (Dimensionnement d'énergies renouvelables), le dimensionnement dans ce scénario se fait de la façon suivante :

 

Dimensionnement global 5

Dimensionnement global 5

 

1. Mise en place de panneaux photovoltaïques sur toits

1 ha de panneaux photovoltaïque de modèle Conergy PX305P sont utilisés sur les toits de l'usine.

La production annuelle moyenne pour 1 ha a été calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global des panneaux photovoltaïques) et est de p1 = 1,907 GWh/an.

2. Mise en place d'un parc éolien terrestre

Le choix a été fait d'implanter 4 éoliennes terrestres d'une puissance nominale de 3 MW soit une puissance totale réelle P2 de 7,2 MW. La production énergétique p2 résultante est de .

$ p_2={P_2}*5000 $

A.N. : $ p_2=36~GWh/an $

Ces éoliennes couvriraient une distance allant de 2 à 4 km.

2. Mise en place d'un parc éolien offshore

Le déficit énergétique p3 correspond ici à la différence entre les besoins de l'usine C =  74,872 GWh/an, la production des panneaux solaires p1 et la production des éoliennes terrestres.

$ p_3=C-p_1-p_2 $

A.N. : $ p_3=36,965~GWh/an $

=Cp13=44,360GWh/

Pour produire cette quantité d'énergie p3, le nombre d'éoliennes requises d'une puissance réelle P3 = 3 MW est calculé à partir de la formule suivante, qui prend en compte le nombre d'heures de fonctionnement des éoliennes et leur puissance::

$ n = \frac{p_3}{6000*P_3} $

A.N. : $ n = 2,05  $

n=4,92

Trois éoliennes seraient donc nécessaires pour une puissance réelle maximale P' de 9 MW afin de couvrir le déficit énergétique.

Il subsisterait par ailleurs un surplus énergétique égal à 17,035 GWh par an.

Analyse économique 5

Analyse économique 5

 

1. Analyse économique des panneaux photovoltaïques

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique d'une centrale solaire)

  • Investissement

Pour l'installation de 5044 panneaux sur toits correspondant à une puissance de 1,538 MW, et un coût de 1 €/Wc, l'investissement est de 1 538 000 €.

La maintenance s'élevant à 15 c€/kWc, le calcul de l'entretien annuel est de 230,7 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i1}(t)=1,538+0,0002307.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 1 541 461 €.

  • Recettes

 

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 1,907 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 2 721 323 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r1}(t)=\sum_{i=1}^t{(0,1542763*1,02^t)}$

 

2. Analyse économique des éoliennes terrestres

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien terrestre)

  • Investissement

Pour l'installation de 4 éoliennes correspondant à une puissance de 12 MW, et un coût de 1 000 000 €/MW, l'investissement est de 12 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 12 €/MWh et la production à 36,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 432 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i2}(t)=12+0,432.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 18 480 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 36,00 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 51 372 654 € .

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r2}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,9124*1,02^t)}) $

 

3. Analyse économique des éoliennes offshore

Tous les calculs de cette partie reprennent les données utilisées dans la partie précédente (Aspect économique du parc éolien offshore)

  • Investissement

Pour l'installation de 3 éoliennes correspondant à une puissance de  9 MW, et un coût de 3 000 000 €/MW, l'investissement est de 27 000 000 €.

La maintenance s'élevant à 36 €/MWh et la production à 54,00 GWh/an , le calcul de l'entretien annuel est de 1 944 000 €/an.

L'investissement par an est donnée par la fonction suivante :

$ F_{i3}(t)=27+1,944.t $

Sur une période de 15 ans, on obtient ainsi un investissement total de 56 160 000 €.

  • Recettes

Le scénario le plus rentable est celui où l'énergie produite est directement utilisée par l'usine. Sachant que l'énergie consommée est de 36,965 GWh/an et en reprenant le coût de l'énergie tenant compte d'un taux d'inflation de 2% chaque année, on obtient une économie d'énergie de 52 749 726 € .

De plus, le surplus énergétique s'éleve à 17,035 GWh/an

Sachant que le prix d'achat de l'énergie sur les 10 premières années est estimé à 13 c€/kWh puis sur les 10 autres années  à 3 c€/kWh, le bénéfice lié à la vente du surplus sur 15 ans est de 24 700 750 €.

Les recettes annuelles sont données par la fonction suivante :

$ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(2,9904685*1,02^t)})+2,21455.t $ pour $ t\in[0;10] $

et $ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,5887241,02^t)})+2,21455*10+0,51105(t-10) $ pour $ t\in]10;15] $
  $ F_{r3}(t)=(\sum_{i=1}^t{(3,588724*1,02^t)})+5,1105.t+17,035 $ pour $ t\in]10;15] $

La recette totale s'estime à 77 450 477 €

4. Analyse économique totale

Au final, pour ce scénario, le coût d'investissement total est de 76 181 461 € et la recette totale est de 131 544 454 € pour un bénéfice de 55 362 993 €.

Afin de calculer le seuil de rentabilité, deux fonctions sont posées :

  • Fi(t) : représente le coût d'exploitation au cours du temps. Elle vaut :

$ F_{i}(t)=40,538+2,3762307.t $
 
1(t)=27+0,972.t

  • Fr(t): représente la recette annuelle :

$ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(0,1542763*1,02^t)})+(\sum_{i=1}^t{(2,9124*1,02^t)})+ $
$ \sum_{i=1}^t{(2,9904685*1,02^t)})+2,21455.t~pour~t\in[0;10] $

$ \Leftrightarrow F_{r}(t)= (\sum_{i=1}^t{(6,0571448*1,02^t)})+2,21455.t~pour~t\in[0;10] $

 et $ F_{r}(t)=(\sum_{i=1}^t{(6,0571448*1,02^t)})+5,1105.t+17,035+~pour~t\in]10;15] $

 ]10;15]

Le graphique suivant (Figure 1), permet de déterminer le nombre d'années à partir duquel le scénario 5 devient rentable.

Figure 1 : Calcul du seuil de rentabilité pour le scénario 6
(J. Le Ster, A. Marty, 2013)

Ce scénario devient rentable à partir de 6,5 années d'exploitation.

Scénario 6

Scénario 6

Le scénario 6 est similaire au scénario 5 avec une centrale solaire de 16 hectares et un complément énergétique assuré par deux parcs éoliens, l'un terrestre, l'autre offshore.

1. Mise place de panneaux photovoltaïques

16 ha de panneaux photovoltaïque de modèle Conergy PX305P sont utilisés. 15 ha sont placés au sol, constituant une ferme solaire et 1 ha est installé sur le toit de l'usine.

La production annuelle moyenne pour 1 ha a été calculé dans la partie précédente (Dimensionnement global des panneaux photovoltaïques) et est de  1,907 GWh/an. On en déduit alors la production des 16 ha de panneaux qui vaut alors p1 = 30,512 GWh/an.

2. Mise en place d'un parc éolien terrestre

Le choix a été fait d'implanter 3 éoliennes terrestres d'une puissance nominale de 3 MW soit une puissance totale réelle P2 de 5,4 MW. La production énergétique p2 résultante est de .

$ p_2={P_2}*5000 $

A.N. : $ p_2=27~GWh/an $

Ces éoliennes couvriraient une distance allant de 1,5 à 3 km.

2. Mise en place d'un parc éolien offshore

Le déficit énergétique p3 correspond ici à la différence entre les besoins de l'usine C =  74,872 GWh/an, la production des panneaux solaires p1 et la production des éoliennes terrestres.

$ p_3=C-p_1-p_2 $

A.N. : $ p_3=17,36~GWh/an $

=Cp13=44,360GWh/

Pour produire cette quantité d'énergie p3, le nombre d'éoliennes requises d'une puissance réelle P3 = 3 MW est calculé à partir de la formule suivante, qui prend en compte le nombre d'heures de fonctionnement des éoliennes et leur puissance::

$ n = \frac{p_3}{6000*P_3} $

A.N. : $ n = 0,96  $

n=4,92

Une éolienne serait donc nécessaire pour combler le déficit énergétique.

L'implantation d'une seule éolienne en milieu maritime n'étant pas judicieux nous ne retiendrons pas ce scénario.

Bilan

Bilan

Un récapitulatif de chaque scénario est présenté dans le Tableau 1. Ces scénarii sont comparés pour une durée d'exploitation de 15 ans. Le scénario 6 n'est pas présenté dans ce tableau car il ne semble pas pertinent de le réaliser.

 

Tableau 1 : Récapitulatif de chaque scénario

Scénario 1 2 3 4 5 Eoliennes terrestres Eoliennes offshore
Production panneaux (GWh/an) 1,91 30,51 30,51 30,51 1,91 0,00 0,00
Production pelamis (GWh/an) 30,59 30,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Production éoliennes terrestres (GWh/an) 45,00 13,77 45,00 0,00 36,00 81,00 0,00
Production éoliennes offshore (GWh/an) 0,00 0,00 0,00 54,00 54,00 0,00 90, 00
Investissement total 74 641 461 € 84 382 600 € 48 332 600 € 81 392 600 € 76 181 461 € 41 580 000 € 93 600 000 €
Recette totale 134 533 322 € 136 074 127 € 107 472 375 € 120 821 705 € 131 544 454 € 112 726 588 € 128 779 308 €
Bénéfice total 59 891 861 € 51 691 127 € 59 139 775 € 39 429 105 € 55 362 993 € 71 146 588 € 35 179 308 €
Seuil de rentabilité 6 ans 7,6 ans 6,7 ans 8,7 ans 6,5 ans 4,5 ans 12 ans

 

A première vue le scénario le plus rentable est celui avec un seul parc de 9 éoliennes terrestres correspondant à une coverture au sol d'une longueur pouvant aller jusqu'à 9 km. Cependant, sachant que l'acceptabilité sociale des éoliennes est assez faible, il est préférable de coupler cette technologie avec d'autres énergies.

Ainsi, le scénario le plus rentable est le scénario 1 avec un couplage photovoltaïque sur toits - pelamis - éoliennes terrestres.