66

3. La renouvelable fondamentale : l’énergie solaire

3.1. Les bases de l’énergie solaire

Le Soleil est à l’origine de nombreuses énergies re-

nouvelables. Ainsi peut-on considérer l’énergie solaire

comme une ressource énergétique renouvelable fon-

damentale dans le monde.

Il y a cependant différentes sortes d’énergie solaire:

• l’énergie solaire historique 59 : les combustibles fos-

siles (non renouvelables !) ;

• la conversion directe de l’énergie solaire en électri-

cité : le photovoltaïque ;

• la conversion directe de l’énergie solaire en chaleur :

le solaire thermique ; et

• l’énergie solaire indirecte par la photosynthèse : la

biomasse.

Dans cette section, nous allons nous préoccuper seu-

lement des formes dites ‘classiques’ de l’énergie so-

laire, c’est-à-dire le solaire thermique et le solaire

électrique (photovoltaïque).

3.2.  Les caractéristiques de la source

Le Soleil est constitué principalement d’hydrogène et

d’hélium ; il a une température à son centre de 16 000

000 °C. Cette haute température est générée par un

processus de fusion nucléaire qui devrait durer au

moins encore 4,9 millions d’années.

Sur la surface du Soleil, la température reste encore

impressionnante avec ses 5 600 °C (en comparaison

: le point de fusion du fer se situe à ~ 1 730 °C). Cette

haute température voyage toute la distance du Soleil

à la Terre – environ 150 millions de kilomètres. Quand

elle atteint la Terre, elle est encore approximativement

de 10 à 80 °C selon l’angle sous lequel le rayonne-

ment solaire atteint la surface de la Terre.

Cependant, ce qui est plus important que les tempé-

ratures actuelles du rayonnement solaire, c’est la den-

sité de puissance, le flux de rayonnement par unité de

surface appelée rayonnement ou ensoleillement en

watt par mètre carré (W/m2). Le maximum théorique

(constante solaire) est d’environ 1 341 W/m2 mais

comme l’atmosphère terrestre absorbe une partie du

rayonnement solaire extraterrestre, le rayonnement ar-

rive à la surface de la terre réduit à 1000 W/m2. Ce

rayonnement terrestre de 1000 W/m2 est le rayonne-

ment solaire global maximum utilisable par ciel dé-

gagé, dans l’application d’un système solaire

photovoltaïque. Évidemment, le rayonnement solaire

global n’est pas disponible de façon continue en tout

point de la planète, car en plus de l’influence de l’at-

mosphère, il varie aussi selon les facteurs météorolo-

giques et géographiques. Ce rayonnement sera donc

intense ou élevé à certains endroits et moindre à d’autres.

En pratique, on atteint les 1 000 W/m2 soit 1 kW/m2 aux

endroits très ensoleillés.

59

Historique veut dire au moins290 millions d’années

Rayonnement solaire globalreçu = 1000 W/m direct+ diffus+ réfléchi

Figure 3 1

Rayonnement solaire en wattpar mètre carré

Source : PERACOD

67

Il arrive souvent qu’on décrive la source solaire en

terme d’irradiation solaire – l’énergie disponible par

unité de surface et par unité de temps (comme le ki-

lowatt-heure par mètre carré par an – kWh/m2). La po-

sition du Soleil par rapport à la Terre fait que le

rayonnement solaire est plus intense dans le plan

situé autour de l’équateur que dans les plans plus

hauts ou bas (hémisphère nord et sud). Dû à l’angle

d’inclinaison de l’axe Terre-Soleil, il existe des saisons

et le degré d’insolation varie en hiver ou en été selon

la latitude du lieu où l’on se trouve. Ceci détermine

également en grande partie, le type de technologie

énergétique solaire pouvant être utilisée (par exem-

ple, parabolique ou pas).

3.3. Le potentiel de l’énergie solaire

Le flux moyen du rayonnement solaire est de 100 –

300 watts par mètre carré. Le rendement net de

conversion (lumière du Soleil en électricité) des cen-

trales électriques solaires est souvent de 10-15 %.

Ainsi pour capter et convertir des quantités significa-

tives d’énergie solaire, il faut trouver des surfaces

substantielles – indépendamment de la technologie

utilisée (solaire électrique = photovoltaïque, section

3.5. ou solaire thermique, section 3.6.).

Pour l’instant, avec un niveau de rendement de 10 %,

il faut une surface de 3-10 kilomètres carrés pour gé-

nérer une moyenne annuelle de 100 mégawatts

d’électricité en utilisant un procédé photovoltaïque (ou

solaire thermique), c’est-à-dire environ 900 MWh par an.

Les rayonnements du Soleil parvenant jusqu'à la Terre

délivrent en une heure une quantité d'énergie supé-

rieure à la consommation annuelle mondiale. La puis-

sance totale moyenne disponible sur la surface de la

Terre sous forme de rayonnement solaire excède

10 000 fois la consommation totale de puissance par

l’Homme. Ramenée par personne vivant sur Terre, la

moyenne de puissance solaire disponible est de 3 MW

alors que la consommation varie de 100 W (les pays

les moins industrialisés) à 10 kW (États-Unis) avec une

moyenne mondiale de 2,1 kW par tête. Bien que ces

chiffres reflètent une image réelle des possibilités de

l’énergie solaire, ils n’ont que peu de signification pour

le potentiel technique et économique.

À cause des différences dans les modèles d’approvi-

sionnement en énergie solaire, d’infrastructures éner-

gétiques, de densité de la population, des conditions

géographiques etc., une analyse détaillée du potentiel

technique et économique de l’énergie solaire doit être

effectuée à l’échelon régional ou national.

3.4. Le potentiel solaire au Sénégal

Le Sénégal a un important potentiel solaire avec une

durée annuelle moyenne d’ensoleillement de l’ordre

de 3 000 heures et une irradiation moyenne de 5,7

KWh/m2/j. Cette irradiation varie entre la partie nord

plus ensoleillée (5,8 KWh/m2/j à Dakar) et la partie sud

plus riche en précipitations (4,3 KWh/m2/j à Ziguinchor).

Figure 3 2

Cartes de températures annuellesmoyennes

Source : Robert A. Rohde / Global Warming Art Figure 3 3

Irradiation annuelle dans 4 régionschoisies du Sénégal

Source : DASTPVPS\SOLARIRR.INS. Edité par: PSAES, Projet séné-galo-allemand Énergie solaire

68

3.5. L’électricité à partir du Soleil :le photovoltaïque

L’énergie solaire photovoltaïque a pris un essor re-

marquable durant ces dernières années. Les appli-

cations raccordées au réseau continuent à constituer

la croissance la plus rapide des technologies de pro-

duction d’électricité, avec une augmentation de 70 %

des capacités existantes pour atteindre 13 GW 61.

3.5.1.Technologie et applications

L’effet photoélectrique convertit directement l’énergie

du Soleil en énergie électrique. Cet effet est connu de-

puis bien longtemps des semi-conducteurs – maté-

riau pour transistors et puces. Ce n’est que dans les

années 70, alors que la matière première devenait

moins chère, qu’on a développé des appareils éner-

gétiques photovoltaïques pour les vaisseaux spatiaux

et pour les besoins énergétiques moins importants

comme les calculatrices électroniques, les montres,

etc.

Dans un module photovoltaïque, la charge est

connectée entre deux couches de contact électrique,

l’une à l’arrière du panneau et l’autre au dessus.

L'énergie produite par les rayonnements est séparée

en charges positives et négatives, qui peuvent être

utilisées aux deux pôles des cellules comme une bat-

terie. Pour obtenir de meilleurs rendements, de nom-

breuses cellules solaires vont être assemblées et

reliées en série. Le dessus du panneau est revêtu

d’une couche antireflet afin que la lumière entrant ne

soit pas réfléchie mais absorbée par les couches

semi-conductrices du panneau. Tous les panneaux

photovoltaïques comprennent ces deux sortes de

semi-conducteurs, l’une avec des électrons positifs et

l’autre avec des électrons négatifs. La surface de ces

panneaux est polie.

Figure 3 4

Carte préliminaire de l’ensoleillementmoyen (kWh/m2/j) du Sénégal

Source : étude PTFM-ASER 60

60

Carte des variations de l’en-soleillement à partir de don-nées mesurées au Sénégalsur trois sites (Louga, Saint-Louis, Tambacounda), desdonnées disponibles dans labase de données de RETS-creen® International à troisstations de mesure au sol(Dakar, Matam, Ziguinchor)et des données extraites dela base de données de laNASA (2004) pour plus de 29localités réparties sur tout leterritoire sénégalais.

61

Renewables Global StatusReport : 2009 Update.REN21. Paris 2009.

Figure 3 5

Énergie solaire photovoltaïque : puis-sance mondiale installée 1995 2008

SGrid connected only = connecté au réseau uniquement

Off grid only= hors réseau uniquement

Source : REN21, Renewables Global Status Report : 2009 Update.

Figure 3 6

Structure d’un module photovoltaique

Source : PERACOD

69

Comme le principe technique d’un transistor, la lu-

mière (photon) entrant sur la structure du semi-

conducteur soulève des électrons (libres) à la matière

semi-conductrice, créant un courant électrique

continu qui va circuler entre les deux couches de

contact.

Aujourd’hui on produit principalement trois sortes de

modules photovoltaïques :

• le silicium monocristallin ;

• le silicium polycristallin; et

• les technologies en ruban et couches minces

Environ 85 % des cellules photovoltaïques utilisées

dans le monde sont fabriquées à partir de silicium

cristallin, matériau éprouvé depuis de nombreuses an-

nées. À l'avenir, l'utilisation de cellules à couche mince

va également se renforcer puisque cette technologie

utilise non seulement moins de silicium, mais permet

d'engendrer des coûts de fabrication moins impor-

tants par l'utilisation d'autres technologies de semi-

conducteurs. Le niveau de performance des cellules

à couche mince est pour l'instant légèrement inférieur

à celui des panneaux photovoltaïques standards, né-

cessitant de ce fait une surface d'installation plus im-

portante pour un rendement équivalent. Au moment

de porter son choix sur des modules photovoltaïques

précis, il convient de réfléchir non seulement aux

coûts de ces derniers mais également aux coûts de

performance, c.-à-d. le nombre de kilowattheures pro-

duits (“prix de revient“).

Lorsque les panneaux photovoltaïques sont intercon-

nectés entre eux et fixés sur un support, on obtient un

champ photovoltaïque fonctionnant comme une seule

unité de production d’électricité. La puissance du

champ PV est révélée en Watt crête (Wc).

Afin de pouvoir stocker l’énergie électrique produite

dans la journée, on utilise une batterie qui est com-

posée des unités électrochimiques, appelées cellules,

qui produisent un voltage en transformant l’énergie

chimique en énergie électrique. Chaque cellule a une

tension entre 1 et 2 V selon le type de matériau utilisé.

Ainsi on relie plusieurs cellules entre elles pour fournir

une tension adéquate et obtenir 6, 12, 24 ou 48 V.

L’énergie électrique provenant des panneaux photo-

voltaïques est stockée dans la batterie sous forme de

courant continu à faible tension continue. Pour pou-

voir alimenter directement des appareils fonctionnant

avec du courant alternatif sous tension alternative éle-

Figure 3 7

La conversion photovoltaïque

Source : PERACOD

Figure 3 8

Vue d’ensemble des panneauxphotovoltaïques

Source : Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V.

Figure 3 9

Vue détaillée des panneauxphotovoltaïques

Source : Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V.

70

vée (110V/220V), on utilise un onduleur qui convertit

ce courant continu en courant alternatif.

Le régulateur de charge contrôle la quantité de cou-

rant continu qui arrive ou qui sort de la batterie pour

éviter son endommagement.

Principalement, on peut utiliser l’électricité produite à

partir du PV de deux façons : comme puissance au-

tonome pour des utilisations isolées ou pour une ex-

ploitation avec raccordement au réseau. Dans le cas

de systèmes en sites isolés, le rendement énergétique

est adapté aux besoins énergétiques, le cas échéant,

il est stocké dans des accumulateurs ou complété par

une source énergétique supplémentaire (système hy-

bride). Dans le cas de systèmes raccordés au réseau,

le réseau public d’électricité assume le stockage élec-

trique.

3.5.1.1.  Les systèmes autonomes

3.5.1.1.1  Les systèmes solaires de type individuel

pour habitations

Les générateurs photovoltaïques, ne nécessitant ni

combustible ni entretien, font qu’ils constituent une

source idéale pour les « petits » besoins en électricité

en situations isolées.

Le photovoltaïque est donc souvent utilisé pour ali-

menter des habitations (figure 3-10). Un tel système

comprend au moins ce qui suit :

• un ou des panneau(x) PV :

• un régulateur ;

• une batterie de stockage ;

• des lampes à économie d’énergie ; et

• divers appareils d’usages tels la radio ou la télévision.

Bien sûr, les grandes unités avec plusieurs panneaux

et /ou plusieurs batteries sont possibles afin de pou-

voir connecter des biens à haute consommation

d’énergie comme des réfrigérateurs ou des machines

électriques plus petites dans un atelier. De manière

générale, il est avantageux d’avoir recours à des ap-

pareils ayant une très bonne efficacité énergétique

tels que par exemple les lampes à économie d’éner-

gie ou LED, les réfrigérateurs à courant continu éco-

nomes en énergie, etc.

Cependant, comme les coûts pour les panneaux pho-

tovoltaïques sont considérables, il n’est pas souvent

économique d’approvisionner les grands besoins

d’énergie électrique à partir du photovoltaïque.

3.5.1.1.2. Le PV dans les installations

techniques isolées

Nombre d’installations techniques sont installées loin

des réseaux d’électricité et ont besoin d’un approvi-

sionnement décentralisé en électricité.

Les systèmes solaires alimentent de manière fiable les

installations techniques situées dans des régions éloi-

gnées des réseaux et nécessitent un minimum de

maintenance. Equipés de modules solaires, d’accu-

mulateurs et de dispositifs de régulations, les diffé-

rents systèmes suivants peuvent être alimentés :

• stations émettrices et amplificateurs (radio, télévision) ;

• communications et stations de téléphonie mobile ;

• dispositifs de signalisation (chemins de fer) ;

• stations de mesure ; et

• installations de surveillance (par exemple pipelines,

etc.)

3.5.1.1.3.  Les systèmes de pompage

photovoltaïque (PPV)

Une troisième application autonome très utile est les

systèmes de pompage photovoltaïques ou PPV. Des

systèmes photovoltaïques assurent à la fois l’approvi-

sionnement en eau potable, l’irrigation des surfaces

agricoles ou l’abreuvage du bétail dans les régions

reculées éloignées du réseau. Dans ce cas, on n’a

pas besoin d’accumulateur car l’eau pompée peut

être stockée dans un réservoir.

Ces systèmes PPV peuvent être utilisés pour l’irriga-

tion de cultures de rapport ou de pépinières ou bien

Figure 3 10

Composants d’un systèmesolaire d’habitation

Source : PERACOD

71

pour le pompage d’eau potable et constituent souvent

une source d’énergie de pompage plus fiable que les

groupes moteur / pompe marchant au diesel ou ga-

zole.

La figure 3-13 représente les différents composants

d’un système PPV typique. Normalement, le courant

direct (CD) du générateur solaire est transformé en

courant alternatif (CA) à l’aide d’un onduleur. Ainsi, on

évite les déperditions dans le système CD et on peut

utiliser une pompe CA à rendement global plus élevé

Figure 3 12

Système solaire d’habita-tion isolée en Casamance(Sénégal)

Source : PERACOD

Figure 3 13

Lampadaire solaire enCasamance (Sénégal)

Source : PERACOD

Figure 3 11

Composants d’unsystème PPV

Source : Jargstorf 2004

72

3.5.1.1.4.  Approvisionnement des villages

en électricité

Une autre application autonome du photovoltaïque est

son utilisation dans l’électrification rurale. De nom-

breux villages dans l’ensemble du monde ne sont pas

raccordés au réseau d’électricité.

Les petits réseaux décentralisés, appelés mini cen-

trales, peuvent approvisionner en électricité des bâti-

ments isolés, voire même plusieurs bourgades. Le

petit réseau de distribution est alimenté à partir d’un

approvisionnement central, d’une mini-centrale, en

électricité. Il s’agit souvent de systèmes hybrides uti-

lisant le photovoltaïque, des aérogénérateurs et des

générateurs au Diesel alliés à un accumulateur et à

un onduleur permettant l’approvisionnement en cou-

rant alternatif. Les maisons individuelles, les unités de

production et les institutions communales telles que

les écoles et les services de santé sont reliées au ré-

seau.

Les systèmes sont adaptés au consommateur en

puissance et en capacité et peuvent être agrandis et

développés si nécessaire.

Pour les initiatives au Sénégal voir la section 3.5.3. -

Le photovoltaïque au Sénégal

Des programmes d’électrification rurale sont en cours

d’exécution dans beaucoup de régions du monde. À

titre d’exemple, l’Inde a instauré un programme

d’électrification des villages reculés. Début 2009, en-

viron 4 250 villages et 1 160 hameaux sont électrifiés

à l’aide des énergies renouvelables. On compte plus

de 435 000 installations d’éclairage domestique,

700 000 lanternes solaires, 7 000 pompes à eau pho-

tovoltaïques et 637 000 fours solaires en utilisation.

Les installations hors réseau de gazéification pour

produire de l’électricité à partir de la biomasse ont une

puissance installée de 160 MW. L’Inde s’est fixé l’ob-

jectif d’électrifier 600 000 villages reculés d’ici à 203262..

Figure 3 14

Système de pompagephotovoltaïque au Sénégal

Source : PRS - Projet Régional Solaire

Figure 3 15

Approvisionnement desvillages en électricité

Source : PERACOD

62

Renewables Global StatusReport : 2009 Update.REN21. Paris 2009.

73

3.5.1.2.  Le photovoltaïque en réseau

Les cellules solaires produisent directement de l’éner-

gie électrique à partir de la lumière reçue. Il s’agit de

courant continu. Les systèmes photovoltaïques pour

être raccordés au réseau nécessitent un onduleur qui

transforme le courant direct du générateur solaire en

courant alternatif à une tension habituellement utilisée

dans le réseau (généralement 220 ou 110 V). Il gère

également la régulation du fonctionnement optimal en

fonction du rayonnement et contient des dispositifs de

surveillance.

Comparés à une installation hors réseau, les coûts du

système sont plus bas étant donné qu’un stockage

d’énergie n’est en général pas nécessaire, facteur

améliorant également l’efficacité du système et rédui-

sant l’impact sur l’environnement.

On assiste aujourd'hui à une forte croissance mon-

diale des installations photovoltaïques couplées au ré-

seau, dont l'électricité photovoltaïque transformée par

un onduleur est réinjectée dans le réseau électrique

public sous forme de courant alternatif. Il existe diffé-

rentes classes de puissance pour les installations

photovoltaïques couplées au réseau : de la petite ins-

tallation sur des habitations d'une puissance pouvant

atteindre par ex. 1 kWc (kilowatt crête), d'une surface

photovoltaïque d'environ 10 m² à de grandes installa-

tions de plein air d'une puissance allant de quelques

centaines de kilowatts crête à des dizaines de MWc

pouvant couvrir une surface photovoltaïque de plus

de 100 000 m².

Les petites installations d'une puissance nominale

courante de 3-4 kWc peuvent parfaitement être inté-

grées à des bâtiments existants. Les installations de

taille intermédiaire d'environ 30 kWc à 50 kWc sont

fréquemment implantées sur les hangars d'usine, bâ-

timents accueillant des bureaux, bâtiments agricoles,

écoles, mairies ou autres bâtiments publics. Les ins-

tallations plus importantes d'une puissance de plu-

sieurs mégawatts correspondent généralement à des

installations de plein air. Une des plus grandes instal-

lations en Allemagne, d'une puissance de 40 MWc, a

été construite en 2008 à proximité de Leipzig, équi-

pée exclusivement de panneaux à couche mince. Le

rayonnement global qui, autour de Leipzig, atteint une

moyenne d'environ 1 055 kWh/m², permet à cette cen-

trale d'injecter environ 40 000 000 kWh d'électricité

par an dans le réseau public. En Saxe, cette quantité

d'électricité correspond à l'approvisionnement de

quelque 16 200 habitations et évite la propagation

dans l'atmosphère d'environ 37 000 t de CO2.

Une condition préalable pour une injection dans le ré-

seau est un cadre institutionnel bien défini et des me-

sures comme les prix de rachat garanti (voir section

7.4.).

3.5.2. Résumé des photovoltaïques

Aujourd’hui, les cellules photovoltaïques atteignent un

rendement de 10 à 15 % indépendamment de la tech-

nologie utilisée. Il n’est pas clair aujourd’hui laquelle

de ces technologies compétitives – silicium mono-

cristallin, silicium polycristallin ou celles en ruban –

réussira à pénétrer le marché. Mais l’opinion générale

est qu’à terme, on atteindra un rendement d’au moins

20 % avec les cellules PV 63.

On considère généralement que les coûts d’investis-

sement des systèmes photovoltaïques sont une

contrainte essentielle pour cette technologie – parti-

culièrement dans le monde en développement, où le

capital manque.

63

Dossier thématique n°10, ‘Re-nouvelables 2004. Johansson,Thomas B. et al. : Les poten-tiels de l’énergie renouvelable.

Figure 3 16

Installations photovoltaïquesen réseau

Source : PERACOD

74

Comme alternative à l’électrification rurale en réseau,

les systèmes solaires isolés des habitations offrent

quelques avantages économiques sur l’électrification

conventionnelle en réseau.

Il y a beaucoup de pays qui ont introduit avec succès

les programmes de diffusion des systèmes solaires

d’habitation pour lesquels on met en œuvre de nou-

veaux modes de financement des coûts qui permet-

tent d’assurer la durabilité des systèmes. Tous ces

modèles de systèmes solaires doivent être adaptés à

chaque situation spécifique et locale – il n’y a pas de

solution “prêt-à-porter“.

3.5.3.  Le Photovoltaïque au Sénégal

La puissance photovoltaïque installée a plus que dou-

blé durant les 10 dernières années. En 2000, la puis-

sance était de 850 kWc seulement, en 2007 elle était

estimée à plus de 2 000 kWc déjà (figure 3-17).

À l’heure actuelle, la technique photovoltaïque trouve

surtout son utilisation (figure 3-18) sous forme de sys-

tèmes solaires de type individuel (plus d’un tiers des

applications) mais son utilisation en mini-centrales, en

général dans des systèmes hybrides (autour de 15 %)

gagne de plus en plus d’importance dans le secteur

de l’électrification rurale. L’intégration du photovol-

taïque dans la production d’électricité raccordée au

réseau n’a pas encore dépassé le stade de projet.

D’autres champs d’application importants sont les sta-

tions de relais de télécommunications (environ 20 %)

ainsi que son utilisation pour les pompes à eau (autour

de 25 %).

L’utilisation du solaire photovoltaïque (en système hy-

bride) pour la fourniture d’électricité en milieu rural

semble être aujourd’hui l’outil le plus efficient pour de

petits villages très éloignés du réseau électrique.

De grands projets d’électrification rurale se sont réa-

lisés au niveau national grâce aux efforts du gouver-

nement et de la coopération bilatérale (voir section

7.4.2.1. – les programmes d’électrification rurale au

Sénégal).

À l’initiative de la coopération sénégalo-allemande à

travers son programme PERACOD, un important pro-

gramme d’électrification rurale qui devra fournir de

l’énergie électrique à environ 200 villages a vu le jour.

Le projet ERSEN (Électrification Rurale Sénégal) dans

ses phases 1 et 2 est exécuté conjointement par

l’ASER (Agence Sénégalaise d’Électrification Rurale)

et le PERACOD sur un financement néerlandais. Du-

rant la première phase du projet (2005-2008), l’objec-

tif était d’assurer l’accès à l’électricité pour 74 villages.

Durant sa deuxième phase (2009-2011), plus de 140

villages sont ciblés. En vue d’améliorer la qualité des

services de base fournis aux villageois, chaque vil-

lage sélectionné doit disposer d’au moins une école et

une case de santé. Ainsi, les systèmes électriques so-

laires assurent l’approvisionnement en électricité de

l’école, de la case de santé, mais aussi des ménages.

Afin de rendre l’électricité utile et accessible à tous,

différents types de services sont offerts aux usagers

Figure 3 17

Puissance photovoltaïqueinstallée au Sénégal

Source : PERACOD, 2006

Figure 3 18

Répartition de la puissance installéeselon application en 2005 au Sénégal

Source: Selon la Stratégie Nationale de Développement des Éner-gies Renouvelables pour la Lutte contre la Pauvreté. Rapport géné-ral (provisoire). Mai 2005. Ministère de l’Énergie et des Mines.

Pui

ssan

ce (

kWc)

Années

75

avec différentes technologies :

• les systèmes solaires individuels pour les besoins

en électricité des ménages, des écoles et des cases

de santé. Ces systèmes fournissent de l’électricité suf-

fisante pour 4 points lumineux et une télévision en noir

et blanc, une radio et un chargeur de portables ;

• les lampadaires solaires pour éclairer les chemins,

les places publiques et parfois les lieux de culte ; et

• les mini-centrales solaire-Diesel (dernièrement une

mini-centrale éolien-solaire-Diesel a été également

mise en service et on pense qu’il y a un potentiel

considérable pour cette forme d’approvisionnement

en énergie au Sénégal – voir section 4.4.) qui ont une

capacité suffisante pour alimenter les ménages et in-

frastructures d’un village de 500 à 700 habitants. Ce

service est comparable à ceux offerts en ville, ce qui

permet d’utiliser tout type d’équipement et facilite le

développement des usages productifs.

ERSEN met l’accent sur la fourniture d’équipements à

faible consommation. En intégrant les innovations

techniques relatives à l’efficience énergétique des ré-

gulateurs et des lampes basse consommation de

haute qualité, on peut augmenter d’environ 50 % la

quantité maximum d’énergie susceptible d’être pro-

duite par un système pour un niveau d’investissement

donné. Des régulateurs de charge innovants sont tes-

tés pour une protection optimale des batteries.

Figure 3 19

Minicentrale solaire auvillage de Ndellé

Source : GIZ / Kamikazz

Le village de Ndellé dans le Bassin Arachi-dier est alimenté en électricité à partir d’uneminicentrale photovoltaique uniquement.

Figure 3 20

Batteries à l’intérieurde la centrale

Source : GIZ / Kamikazz

76

3.6. La chaleur du Soleil : le solaire thermique

Le solaire thermique fait partie des utilisations les plus

anciennes d’énergie. Le Soleil émet des rayonne-

ments et en rentrant en contact avec un corps, le

rayonnement solaire augmente la température de ce

corps. L’illustration la plus simple de ce principe est

que depuis toujours, l’homme se met au soleil pour se

réchauffer.

Le solaire thermique capte dans un premier temps le

rayonnement solaire grâce à ses capteurs solaires,

puis le transforme en chaleur (énergie thermique).

Dans un deuxième temps, le système thermique

transfère cette chaleur par l’intermédiaire d’un dispo-

sitif de transport de chaleur jusqu’à l’endroit désiré :

un réservoir d’eau, un tube ou d’autres.

Aujourd’hui, l’énergie thermique connaît différentes

applications tels les panneaux solaires chauffants

(production d’eau chaude pour des habitations), des

fours solaires, des séchoirs solaires ou les grandes

centrales de production d’électricité à partir du solaire

thermique.

3.6.1. Technologie et applications

3.6.1.1.  Le chauffage solaire

Des capteurs solaires convertissent les rayons du So-

leil en énergie thermique exploitable. Cette chaleur

peut être stockée jusqu’à son utilisation.

L’absorbeur est l’élément clé de tout capteur : il doit

absorber le plus possible du rayonnement solaire dont

il est éclairé, le convertir en chaleur et veiller à ce que

seule une proportion aussi minime que possible soit

réfléchie.

Il existe plusieurs types de capteurs dont le choix se

fait en fonction des conditions climatiques et de la

température souhaitée de l’eau chaude64.

• Capteurs plans à liquide avec vitrage : il s’agit d’un

boîtier rectangulaire à surface vitrée dont l’arrière est

protégé par un panneau isolant. À l’intérieur se trouve

un matériau absorbant placé entre l’isolant et la sur-

face en plaque de verre. Cette fabrication a pour effet

d’emprisonner le maximum d’énergie captée (effet de

serre) et d'engendrer peu de pertes thermiques. Ainsi

ces capteurs à vitrage procurent un maximum de per-

formance même en temps de froid. Par contre, ils sont

plus coûteux que les capteurs sans vitrage et diffici-

lement manipulables.

• Capteurs plans à liquide sans vitrage : ce sont des

capteurs solaires à usage saisonnier. Ils sont d'un

moindre coût car bien qu’ils captent efficacement

l’énergie solaire, ils engendrent beaucoup de pertes

thermiques lorsque leur température augmente. Ils

sont recouverts d'un plastique polymère noir, formé

de multiples canaux à travers lesquels l'eau circule.

On utilise les capteurs solaires sans vitrage lorsque

l'application fonctionne de façon saisonnière (à tem-

pérature douce), dans les pays chauds ou quand il

s’agit des besoins en température peu élevée comme

dans le cas du chauffage pour piscine.

• Capteurs à tubes sous vide : c'est l'une des tech-

nologies les plus performantes et les plus sophisti-

quées en matière de captage solaire, mais aussi la

plus coûteuse. Ce type de capteur est constitué d'une

série de tubes alignés parallèlement, dans lesquels

on a créé le vide. À l'intérieur de ces tubes sous vide

se trouve une plaque sombre (l'absorbeur) de même

longueur que le tube, qui est traversée sur toute sa

longueur par un conduit (le caloduc ou évaporateur)

qui à son tour renferme un liquide. Lors de l’exposi-

tion aux rayons solaires, l'absorbeur transforme l'éner-

gie solaire en chaleur qui est récupérée par le

caloduc ou évaporateur. Le liquide qu'il renferme de-

vient gazeux en absorbant la chaleur, s'évapore en re-

montant le tube sous vide jusqu'à un condenseur situé

à la partie supérieur du tube. Le liquide cède alors sa

chaleur à un fluide caloporteur qui transmet cette cha-

leur à un échangeur thermique placé dans le réser-

voir de stockage. Ce procédé de captage d'énergie

thermique où les capteurs sont sous vide offre légè-

Figure 3 21

Capteur solaire

Source : PERACOD

64

Les paragraphes suivantssont tirés de http://www.ener-giepropre.net [consulté le 8avril 2010].

77

reté et résistance, une durée de vie d'environ 20 ans

et une excellente performance même sous rayonne-

ment faible. On utilise cette technique lors des appli-

cations dans les pays froids quand elles sont utilisées

tout au long de l’année.

Contrairement aux systèmes photovoltaïques, les pe-

tits systèmes solaires thermiques peuvent être

construits à un niveau de technologie locale. Il ne faut

pas beaucoup de technologie pour fabriquer un

chauffe-eau solaire thermique. Les parties principales

d’un tel appareil sont : un capteur solaire, une vitre ou

du polyéthylène, un échangeur de chaleur, un réser-

voir de stockage, une pompe et des tuyaux.

Lorsque la technologie solaire est intégrée à des sys-

tèmes de service de bâtiments plus complexes, les

installations régulées à circulation forcée prédomi-

nent. Elles servent au chauffage de l’eau domestique

et des locaux.

Les tailles de systèmes varient selon les applications,

de quelques mètres carrés pour l’approvisionnement

en eau chaude d’une famille à plusieurs milliers pour

le chauffage de grands ensembles immobiliers.

Les marchés pour le chauffage solaire étaient en ex-

pansion continue pendant les dernières années éga-

lement. Les capacités installées à l’échelle mondiale

ont augmenté de 15 % en 2008 et ont aujourd’hui at-

teint une puissance installée de 145 gigawatts ther-

maux (GWth) : elle a ainsi doublé par rapport à son

niveau en 2004. La majeure partie de cette croissance

a eu lieu en Chine (3 quarts de la puissance rajoutée

mondiale = 14GWth). On y trouve aujourd’hui 70 % de

la puissance mondiale installée. En Allemagne, les

systèmes de production d’eau chaude ont connu une

croissance record en 2008, avec plus de 200 000 sys-

tèmes installés. L’Espagne est le premier pays à avoir

introduit une loi qui rend l’intégration des chauffages

d’eau solaires obligatoire dans la construction de nou-

veaux bâtiments.

Dans la plupart des pays en développement, le be-

soin en eau chaude est limité, c’est pourquoi cette

technologie n’y a pu être diffusée à grande échelle.

Néanmoins une progression des installations a été en-

registrée dans des pays comme le Brésil, l’Inde, le

Mexique, le Maroc et la Tunisie.

Figure 3 22

Capteur plan à liquide sans vitrage

Source : PERACOD

Figure 3 23

Capteur à tubes sous vide

Source : PERACOD

Figure 3 24

Principes d’un chauffe-eau solairedomestique

Source : PERACOD

78

3.6.1.2.  Les centrales électriques solaires thermiques

Dans les centrales électriques solaires thermiques, le

rayonnement solaire est exploité dans des capteurs

qui en concentrent l’énergie. Les températures éle-

vées ainsi générées sont utilisées pour faire tourner

des moteurs traditionnels tels que turbines à vapeur,

turbines à gaz ou moteurs Stirling.

Les grandes centrales solaires thermiques parvien-

nent à fournir de l’électricité à un coût raisonnable. Il

existe 4 différents systèmes sur le marché – tous

concentrant le rayonnement solaire pour chauffer à

plus haute température :

• les capteurs cylindro-paraboliques ;

• les capteurs linéaires Fresnel ;

• les centrales à capteur parabolique ; et

• les centrales à miroirs répartis appelées aussi les

centrales à tours65.

Plus la concentration est grande, plus la température

obtenue est haute. En pratique, les capteurs ont un

ratio de concentration typique de 100 :1, alors que le

capteur Fresnel atteint 1 000 :1. La concentration des

capteurs peut encore être supérieure puisque les tem-

pératures dans l’absorbeur atteignent les 1 000 °C ou

plus.

Contrairement aux systèmes photovoltaïques, les

grandes centrales solaires thermiques sont relative-

ment faciles à construire et garantissent une capacité

électrique. À cet effet, on introduit un brûleur à com-

bustible fossile supplémentaire dans la centrale afin

qu’il prenne le relais en cas de mauvais temps ou la

nuit. Également des systèmes de stockage ther-

miques fonctionnent avec succès : ils utilisent du sel

fondu comme moyen de stockage sous haute tempé-

rature et deux réservoirs différents de stockage. La

chaleur excédentaire du capteur chauffe le sel pen-

dant que celui-ci est pompé du réservoir froid vers le

chaud. Si la chaleur du capteur n’est pas suffisante, le

sel fondu est pompé et retourne au réservoir froid et

réchauffe le fluide thermique.

Comme une turbine à vapeur a seulement un rende-

ment de 35 %, le rendement global d’une centrale so-

laire à concentration se situe dans une fourchette de

10 à 15 %, ce qui est pratiquement le même rende-

ment qu’un petit système photovoltaïque mais sans la

complexité technique.

Par conséquent, seules les centrales de capacité su-

périeure à 20 MW sont économiques pour ce type

d’unités solaires. En Californie, on exploite plus de 350

MW. Leurs coûts énergétiques spécifiques tournent

Figure 3 25

Part des chauffe-eau solaires/ capacité de chauffage disponible.Les 10 premiers pays, 2007

Source : REN21, Renewables Global Status Report : 2009 Update.

65

Les températures maximalessans concentration varientautour de 200 °C – possibleseulement avec un efforttechnique très élevé (tubessous vide)

Figure 3 26

Principaux types de centralessolaires thermiques 1

Source : PERACOD

Figure 3 27

Principaux types de centralessolaires thermiques 2

Source : PERACOD

79

autour de 0,15 à 0,20 €/kWh. Les coûts d’investisse-

ments pour les centrales de 50 à 200 MW semble-

raient se situer entre 2 000 et 5 000 € par kW installé 66.

3.6.1.3. Le refroidissement solaire

La technologie thermique solaire peut contribuer éga-

lement à la climatisation. La chaleur récupérée par un

capteur est utilisée comme énergie pour produire de

l’air froid. L’un des grands avantages de ce procédé

est que le besoin de fraîcheur se produit justement

lorsque le soleil brille le plus intensément ce qui rend

le stockage de chaleur ou de froideur inutile. Outre

des économies directes de combustibles fossiles,

cela permet de réduire la charge électrique de pointe

en été.

Deux systèmes sont habituellement utilisés pour le re-

froidissement solaire.

Circuit ouvert

Ils combinent normalement la déshumidification d’air

par sorption et le rafraîchissement par évaporation uti-

lisé dans les systèmes de ventilation destinés à puri-

fier l’air. Dans de tels systèmes, l’air expulsé humidifié

et l’air fourni servent tous les deux de refroidissants.

L’air fourni est directement rejeté dans les locaux à cli-

matiser via un système de récupération de chaleur.

Circuit fermé

Par rapport aux systèmes en circuit ouvert, les refroi-

disseurs thermiques ressemblent beaucoup plus aux

systèmes frigorifiques à compression courants en

termes d’intégration aux constructions. Les refroidis-

seurs fournissent de l’eau froide à des températures

situées entre 6 et 20 °C. Ils peuvent par conséquent

être utilisés autant pour la climatisation centrale que

pour des systèmes de refroidissement à traitement

décentralisé de l’air.

3.6.1.4. Les fours solaires

Les fours solaires ont été longtemps propagés comme

un remède efficace à la crise (africaine) du bois éner-

gie. Cependant, ils n’ont pas conquis de parts consi-

dérables de marché en Afrique malgré les nombreux

modèles de projets prometteurs.

Pendant toutes ces années, trois différents types de

fours ont été développés à savoir :

• les fours à caissons ;

• les fours paraboliques ; et

• les fours à panneaux.

Chacun de ces trois types a des avantages particu-

liers et correspond à des modes de cuisson et cir-

constances particulières.

3.6.1.4.1.  Les fours à caissons

Un four à caisson est très facile à fabriquer sur place :

il comprend un caisson très bien isolé (en bois) avec

un verre comme couvercle (voir figure 3-29). Il est uti-

lisé généralement pour la cuisson des aliments de

base, comme le riz, le maïs, les haricots etc. qui de-

mandent relativement beaucoup de temps.

Manifestement, quand on ouvre le couvercle d’un four

à caisson – pour par exemple ajouter des épices aux

aliments – on observe une grande déperdition de cha-

leur. Ainsi, ce type de four ne convient pas idéalement

aux plats plus élaborés et ‘compliqués’ qui deman-

dent de fréquentes interventions pendant la cuisson.

66

Technologies fondamentales –centrales thermiques solaires.Par Volker Quaschning. Dans :Le monde énergétique renou-velable, vol.6, nombre 6, p.113.

Figure 3 28

Centrale solaire thermiqueà capteurs cylindro-paraboliques en Californie

Source : kjkolb / GNU FreeDocumentation License

80

Souvent les fours à caissons sont utilisés en liaison

avec d’autres modes de cuisson (conventionnels) :

tout d’abord la nourriture est préparée à l’extérieur

dans le four à caisson (ce qui économise considéra-

blement la quantité de bois énergie), puis les touches

finales apportées à la nourriture sont exécutées à l’in-

térieur de la maison.

3.6.1.4.2.  Les fours paraboliques

Les fours paraboliques ressemblent à des paraboles

de télévision – ils sont ainsi faits pour concentrer les

rayons parallèles du soleil en un point focal où la cas-

serole sera placée (figure 3-30). À cause de l’effet de

concentration, on atteint une température plus élevée

que dans le four à caisson.

Cependant travailler sur un four parabolique néces-

site beaucoup plus de précautions à prendre qu’avec

un four à caisson car les rayons miroités du soleil peu-

vent endommager les yeux – particulièrement des en-

fants.

Avec une grande attention, les fours paraboliques

sont très polyvalents et peuvent être employés pour

torréfier du café ou griller de la viande, etc.

Le four parabolique peut être fabriqué à partir d’un

métal standard d’atelier mais nécessite des parties

spéciales pour le miroir. À part cela, on peut employer

des barres d’acier conventionnelles.

Figure 3 29

Four solaire à caissontypique (Tibet)

Source : Agnes Klingshirn

Figure 3 30

Schéma d’un four paraboliqueen marche

Source : Stephan Zech, Sun and Ice

81

3.6.1.4.3.  Les fours solaires type Scheffler

Les fours solaires type Scheffler sont principalement

des chauffe-eau solaires où la vapeur de l’eau chaude

(ou un autre fluide) sert à chauffer la casserole.

Ce type est spécialement adapté pour fournir de

l’énergie de cuisson à des cuisines industrielles, des

cantines, etc. Ce modèle de four possède l’avantage

qu’il rend possible la cuisson à l’intérieur. Les pan-

neaux ou miroirs sont placés à l’extérieur de l’habitat

et la chaleur est transmise à l’intérieur.

De plus, si on utilise un produit caloporteur (huile ther-

mique), il est techniquement possible d’emmagasiner

la chaleur solaire et de l’utiliser plus tard.

Un inconvénient de ces fours est leur coût : sans effets

de concentration, on atteint des températures trop li-

mites et on nécessite une place relativement grande

(et chère) pour les panneaux. En tout et pour tout, ce

four bien qu’il offre quelques avantages est le dernier

à être distribué parmi les trois types décrits.

3.6.1.4.4.  Résumé des fours solaires

La cuisson solaire est très spéciale : source d’énergie

propre et gratuite, pas de fumée, pas de saleté, pas

de combustible, pas d’odeurs - en un mot : fascinant.

Mais elle n’est pas encore utilisée partout, là où le so-

leil brille, là où le besoin d’une alternative à la bio-

masse se fait tant sentir.

Et pourquoi cela ? Tout d’abord, la cuisson solaire

donne l’impression qu’elle est chère par rapport aux

autres modes de cuisson. En réalité c’est le mode le

moins cher qui existe. Si l’on compare le prix d’une

cuisinière au kérosène plus le prix du kérosène pen-

dant disons 5 années avec un four solaire – le four est

de très loin meilleur marché.

Mais comme le prix d’achat est relativement élevé par

rapport aux autres modèles de cuisinières et que les

Figure 3 31

Fours paraboliques

Source : GIZ EnDev Bolivie

Figure 3 32

Four solaire type Scheffler(petit modèle avec cuisson à l’extérieur)

Source : André Seidel

82

gens ne calculent souvent pas ce qu’ils dépenseront

pour les combustibles par la suite, cet investissement

paraît trop élevé ou est tout simplement difficile à four-

nir. Pour éviter ce problème, il faudrait des microcré-

dits spéciaux pour la cuisson solaire, autrement ils

seront réservés aux plus riches.

Finalement, la cuisson solaire ne sera jamais le seul

moyen de cuire dans un ménage. Mais c’est un ap-

pareil de cuisson supplémentaire valable qui mérite

plus d’attention qu’une alternative à la biomasse et

aux appareils de cuisson ménagers fonctionnant aux

combustibles fossiles – spécialement dans un pays

comme le Sénégal qui reçoit plus de 3 000 heures de

soleil par an.

3.6.2.  La filière solaire thermique au Sénégal

La filière solaire thermique ne trouve pas de véritable

essor au Sénégal. En effet, certains équipements, ex-

périmentés depuis de nombreuses décennies au Sé-

négal, sont parvenus à un stade commercial, mais le

coût souvent élevé de ces technologies et le manque

de mode de financement adapté ont freiné leur déve-

loppement 67.

3.6.2.1. Les chauffe-eau

L’application la plus diffusée de l’énergie solaire ther-

mique à travers le monde est le chauffe-eau.

Le pionnier de cette application au Sénégal était la SI-

NAES (Société Industrielle des Applications de l'Éner-

gie Solaire) qui avait commercialisé des centaines de

chauffe-eau solaires à thermosiphon entre 1985 et

1989, au niveau des hôtels, des logements collectifs

et des particuliers, à partir d’une usine de montage

implantée à Thiès. Aujourd’hui plusieurs sociétés de la

place proposent des chauffe-eau importés à des prix

raisonnables.

Le manque de développement de cette technologie

est principalement lié au coût élevé de l’investisse-

ment. Il faudrait encourager l’utilisation de matériaux

produits localement dans la composition des chauffe-

eau (coffrage, isolation, surface noire).

Le potentiel substantiel de cette filière se trouve sans

doute dans la branche hôtelière, les franges les plus

importantes de la population chauffent de petites

quantités d’eau manuellement.

Figure 3 33

Cuisine d’école en Inde équipéede 10 fours solaires type Scheffler(capacité 500 repas par jour)

Source : GIZ / Michael Netzhammer

Figure 3 34

Tests de rendements desdifférents fours solaires

Source : Jargstorf 2004

67

Stratégie Nationale de Déve-loppement des Énergies Re-nouvelables pour la Luttecontre la Pauvreté. Rapportgénéral (provisoire). Minis-tère de l’Énergie et desMines. Mai 2005.

3.6.2.2. Les séchoirs

Le séchage du poisson, des mollusques et d’autres

aliments au Sénégal est une technique traditionnelle

de conservation au Sénégal.

Aujourd’hui, malgré l’apparition et la généralisation

des méthodes modernes de conservation (lyophilisa-

tion, atomisation), le séchage solaire des produits

agroalimentaires et du poisson est toujours d’actua-

lité et même en développement dans les pays du Sud.

L’utilisation des séchoirs solaires s’est répandue de-

puis une vingtaine d’année principalement à travers

des projets de développement. Les séchoirs solaires

font appel à des technologies relativement modestes

et l’utilisateur en assure très souvent l’entretien et la

maintenance, après une formation appropriée.

Trois types de séchoirs solaires ont été développés au

Sénégal :

• les séchoirs à exposition directe sont constitués

d’une charpente recouverte d’une couverture trans-

parente qui peut être une toile de polyéthylène ou du

verre. Les produits à sécher qui sont exposés dans

ce capteur sont de fait le siège de la conversion pho-

tothermique. Ce mode de séchage ne s’adapte pas

aux produits fragiles ;

• les séchoirs à exposition indirecte. Un capteur plan

à air envoie de l’air chaud dans un caisson isolé dans

lequel sont placés les produits à sécher ; et

• les séchoirs mixtes.

Pour des produits ne contenant pas beaucoup d’eau,

et donc nécessitant plus d’effort pour extraire l’eau

restante, il est parfois préférable de combiner l’éner-

gie solaire aux énergies classiques. En général, c’est

le gaz butane qui trouve son application.

Des centaines de séchoirs, principalement à exposi-

tion directe, ont été réalisés et implantés dans les sites

de production par le CERER, l’ITA, ENDA, la SINAES,

la DAST, etc. Ces séchoirs concernent le traitement

des produits agroalimentaires, le fourrage, les plantes

médicinales et le poisson.

Au départ, l’implantation des séchoirs solaires était le

fait d’ONG et de structures relevant de l’autorité de

l’État. Très souvent, les populations n’étaient consul-

tées qu’en fin de parcours et ne s’appropriaient pas

réellement les équipements. Ainsi des problèmes

d’entretien et de maintenance mettaient couramment

fin au projet, souvent de manière brutale.

Actuellement, on privilégie une autre approche et les

producteurs de denrées séchées (poisson, légumes)

se lancent directement dans l’auto construction, sur

la base des conseils fournis par les techniciens de

l’administration ou passent des commandes auprès

des bureaux d’études.

3.6.2.3.  Rafraîchissement solaire

La climatisation à la base du solaire ne joue à ce jour

pas encore de rôle au Sénégal malgré le potentiel

énorme de la filière puisque environ 40 % de l’électri-

cité produite au niveau national est utilisée à des fins

de climatisation et de chauffage 68. L’impénétrabilité

du marché sénégalais pour cette technologie est pro-

bablement due une nouvelle fois aux coûts élevés de

l’investissement.

Des réfrigérateurs à adsorption (cycle zéolithe - eau)

sont testés au CERER depuis plus d’une vingtaine

d’années. Ils sont robustes et ne nécessitent pas d’en-

tretien particulier. Le Laboratoire d’Énergétique Appli-

quée de l’École Supérieure Polytechnique travaille

depuis de nombreuses années sur le cycle ammoniac

- eau.

Cette technologie ne s’est pas développée de ma-

nière satisfaisante malgré l’existence des besoins qui

sont énormes au niveau des quais de pêche, des

abattoirs, des marchés, etc. Il n’y a pas assez d’infor-

mations au niveau des utilisateurs potentiels.

Il faudrait peut-être envisager la construction des

chambres de conservation de grandes dimensions

pouvant être acquises et utilisées par des coopéra-

tives de producteurs et des regroupements de ven-

deuses.

3.6.2.4.  Centrales électro-thermosolaires

Un essai d’introduction des centrales thermosolaires

s’est soldé par un échec. Une centrale de production

d’électricité d’une puissance de 25 KW utilisant la

technologie a été réalisée par la SENELEC, à Diakhao.

Mise à feu en 1981, cette centrale, d’un coût de 375

millions FCFA financé sur prêt de la Caisse Française

de Coopération (devenue AFD) a cessé de fonction-

ner depuis 1983. L’échec de ce projet qui avait un ob-

jectif de démonstration a provoqué à l’époque un

68

Projekterschließung Senegal.Erneuerbare Energien undländliche Elektrifizierung. Län-derreport & Marktanalyse. ParRolf Peter Owsianowski: Bun-desministerium für Wirtschaftund Technologie, GTZ.

83

84

débat sur l’opportunité de financer de telles réalisa-

tions par un prêt.

3.6.2.5.  Pompage de l’eau thermodynamique

En 1994, dans le cadre du programme “Jérignu jant

bi“ (bénéfices du Soleil en wolof) financé par la coo-

pération française, quatre pompes solaires thermody-

namiques de la société SOFRATES d’une puissance

de 1 kW et d’un débit de 20 m3/jour ont été installées

dans les régions de Thiès et de Saint Louis.

Ces pompes qui n’ont eu à fonctionner que quelques

mois sont vite tombées en panne et abandonnées, car

entre temps la société SOFRATES a été dissoute, ce

qui rendait impossible la disponibilité de pièces de re-

change.

Aujourd’hui, elles ont toutes été démontées et rem-

placées par des pompes Diesel.

Le principal obstacle au développement de cette fi-

lière semble être le manque d’intérêt des autorités, lié

probablement au manque d’informations sur les avan-

cées technologiques du secteur. Cette filière est pra-

tiquement absente, aujourd’hui, de la politique

énergétique du pays.

Il n’existe pas de fonds destinés au développement

et à la promotion de cette filière. Or les coûts de fa-

brication des équipements, qui devraient être usuels

et à la portée des ménages, restent encore exorbi-

tants pour ces derniers.

86

4. Des rotors pour un air propre : L’éolien

4.1. Les bases de la puissance éolienne

Le vent souffle autour de la Terre grâce au Soleil.

Comme la Terre tourne, le Soleil réchauffe différentes

parties de notre planète de façon inégale, p.ex. de

manière plus importante au niveau de l'équateur. Cet

air réchauffé, donc plus léger, va s'élever puis se diri-

ger vers des zones plus froides, les pôles. L'air ainsi

refroidi aura tendance à se rediriger vers l'équateur.

À ces phénomènes de montées et descentes d'air

pôles - équateur, s’ajoutent des déplacements d'air la-

téraux engendrés par la rotation de la Terre. Ces mou-

vements d’air produisent les vents. L’énergie cinétique

contenue dans ces déplacements de masses d'air est

appelée énergie éolienne.

4.1.1.  Les vents globaux

À cause de la forme sphérique de la Terre, la radiation

solaire totale diminue près des pôles. Par conséquent,

il y a un excès d’énergie dans l’atmosphère près de

l’équateur et un déficit dans les régions polaires. Pour

compenser, la chaleur va se déplacer de l’équateur

vers les hémisphères sud ou nord, en échangeant les

masses d’air.

Cela mène à deux circulations principales dans le

monde, les systèmes de circulation Rossby dans les

hémisphères nord et sud, et la circulation de Hadley

dans les régions équatoriales.

4.1.2.  Les vents locaux

Comme conséquence de ces vents globaux, nous

avons des vitesses du vent plus rapides à plus grande

altitude. À approximativement 10 000 m, on a prati-

quement toujours les mêmes vitesses du vent entre

15 et 40 m/s. Au-dessus, les vitesses du vent dimi-

nuent à nouveau car il y a moins d’air.

Les vitesses du vent, cependant, comme expérimen-

tées sur la surface de la Terre, peuvent varier de 0 à

plus de 80 m/s (~250 km/h) dans les tempêtes tropi-

cales et les ouragans. À cause de la volatilité de l’air,

les vitesses du vent sont rarement constantes mais

varient à la fois en intensité et direction. Ceci s’appelle

une turbulence. De plus, les vitesses du vent varient

avec la hauteur au-dessus du sol.

La topographie locale, telle les collines et les mon-

tagnes, les vallées en forme de tunnel etc., a une in-

fluence marquée sur les vitesses du vent. C’est

pourquoi les moulins traditionnels à vent étaient gé-

néralement installés au sommet d’une colline afin de

capter le plus d’énergie possible.

4.1.3. Accroissement de la vitesse du vent

avec la hauteur

Pour planifier des projets éoliens, il est très important

de tenir compte de l’accroissement de la vitesse du

vent avec la hauteur. L’accroissement dépend de la

qualité des surfaces locales de l’endroit où l’aérogé-

nérateur sera mis en fonction, à savoir du type de vé-

gétation ou des obstacles sur le sol dans les environs

de l’éolienne.

Figure 4 1

La loi de puissance logarithmique

Source : propres calculs Benjamin Jargstorf

Il est facile de voir que les buissons et les arbres ra-

lentissent les vents forts de la circulation dans le

monde et ce, beaucoup plus qu’un champ nu ou

qu’une surface d’un lac. En pratique, l’accroissement

de la vitesse du vent suit une courbe logarithmique en

fonction de la rugosité de la surface. En règle géné-

rale, plus la surface est rugueuse (dans le sens où,

plus elle a d’obstacles), plus fort sera l’accroissement

avec la hauteur. Ceci est appelé la loi de puissance lo-

garithmique.

Dans la figure 4-1, on montre quatre courbes diffé-

rentes, chacune correspondant à une certaine rugo-

sité de surface, appartenant à une classe. La classe

0 est celle où la rugosité de surface sera la plus

basse, telle une surface plane sans aucune végéta-

tion, ou un endroit désertique. Nous pouvons voir que

dans ce cas, l’augmentation de la vitesse du vent

avec la hauteur est faible.

Dans la classe 3, on assiste à une rugosité de surface

maximale, telle que comme dans le milieu d’une forêt,

ou bien dans un village avec de nombreux arbres et

de nombreuses maisons. Ici, nous avons l’accroisse-

ment de la vitesse du vent avec la hauteur, le plus fort.

Voyons un exemple : nous avons mesuré une vitesse

du vent moyenne à 10 m de hauteur au-dessus du sol

de 6 m/s. Maintenant nous voulons y installer une éo-

lienne avec une hauteur de moyeu de 40 m sur une

surface de rugosité moyenne (comme celle d’un

champ d’orge, classe 1). Dans ce cas – comme nous

pouvons le voir sur la figure 4-1 – nous pouvons nous

attendre à une vitesse du vent approximative de 7,4

m/s.

Le potentiel éolien

Il est très facile de mesurer les vitesses du vent – nor-

malement avec un anémomètre à coupelles dont la vi-

tesse de rotation est proportionnelle à la vitesse du

vent.

Cependant, déterminer la quantité d’énergie éolienne

utilisable est un peu plus compliqué. Ceci parce que

la puissance au vent est le cube de la vitesse du vent

(P~Vvent3). La ligne verte de la figure 4-2 montre

exactement la fonction cubique, la puissance théo-

rique au vent.

Mais naturellement, on ne peut pas utiliser toute cette

puissance car on arrêterait complètement les mouve-

ments du vent, ce qui n’est pas possible. Toutefois la

part utilisable de la vitesse du vent est inférieure – en

fait, elle est d’environ 60 % de la puissance théorique

(ligne rouge sur la figure 4-2).

Si nous prenons en compte les pertes aérodyna-

miques des pales, les pertes mécaniques du multipli-

cateur et les pertes électriques du générateur etc., la

puissance délivrée au consommateur par l’éolienne

ressemblera un peu moins à celle représentée par les

lignes noires et bleues dans la figure ci-dessus.

En pratique, on raccorde actuellement en réseau (on

transforme en énergie utilisable) à peu près 50 % de

la puissance théorique du vent. Ceci fait de la puis-

sance éolienne un système énergétique très rentable

puisque les centrales thermiques ont des rendements

avoisinant les 25-35 %, les centrales hydrauliques ap-

prochent les 50 à 60 % et les centrales nucléaires seu-

lement 0,5 %.

Figure 4 2

Puissance théorique et pratique au vent

Vitesse de vent constante en m/s

Source : Institut éolien allemand (DEWI), ‘brochure d’informationsur l’énergie éolienne’ 1998

puis

sanc

e él

ectri

que

déliv

rée

en W

/m2

87

88

4.2. La technologie des éoliennes

4.2.1.Vue d’ensemble

On utilise l’énergie éolienne depuis au moins deux

mille ans. En Mésopotamie, en 1700 avant J.C. envi-

ron, l’énergie éolienne était utilisée à des fins d’irriga-

tion et pour moudre le grain.

Les pompes éoliennes mécaniques étaient en grande

partie utilisées au XIXe siècle pour fournir de l’énergie

à des fins d’irrigation, de drainage, etc. et ont marqué

le paysage de nombreux pays.

L’utilisation moderne de l’énergie éolienne est au-

jourd’hui pratiquement réservée à la production

d’électricité. La découverte capitale de la puissance

éolienne se fit avec la crise du pétrole en 1973, quand

la montée en flèche des prix du pétrole passait de 12

à 35 US$.

Soudainement, les pays de l’OCDE voulurent devenir

plus indépendants des importations de pétrole et se

tournèrent vers le développement de l’énergie éo-

lienne, et ce pratiquement exclusivement pour la pro-

duction d’électricité. Vingt ans plus tard, la

technologie en matière d’éoliennes a mûri et les éo-

liennes sont passées de 10 kW à plus de 3 000 kW (fi-

gure 4-5).

La puissance totale installée dans le monde avait at-

teint environ 39 000 MW en 2003. La puissance ins-

tallée s’est développée à une vitesse impressionnante

: en 2006 on avait atteint 74 GW, en 2007 94 GW et

en 2008 121 GW (voir figures 4-3 et 4-4). Cette crois-

sance mondiale est surtout portée par les grandes

installations raccordées au réseau électrique. Au-

jourd’hui, on trouve des capacités installées allant de

3 à 5 MW en Europe. Les plus grandes installations

allemandes actuelles ont une puissance nominale de

5 à 6 MW. Mais aussi des pays n’appartenant pas à

l’OCDE ont démarré leur propre développement tech-

nologique. L’Inde par exemple a démarré une pro-

duction de séries d’éoliennes de 1 250 kW en 2003 et

en a exporté les premières aux USA dans la même

année. La Chine s’est également lancée dans la pro-

duction des éoliennes et a produit environ 80 000 tur-

bines de 80 MW en 2008.

La technologie éolienne présente des avantages

considérables :

• la palette de performances des éoliennes est large

: quelques kW à plusieurs MW. Les éoliennes en ex-

ploitation isolée peuvent alimenter des fermes ou pe-

tits villages, les parcs éoliens offshore alimentent les

réseaux d’électricité dans les pays industrialisés ;

• les éoliennes constituent la base idéale à un mé-

lange énergétique avec d’autres sources d’énergie re-

nouvelables pour une production d’électricité issue de

différentes sources ou l’application à des systèmes

d’exploitation isolée ; et

• dans des régions économiquement faibles, les éo-

liennes créent des emplois et une valeur ajoutée locale.

Figure 4 4

Capacité éolienne installée selon lespays, premiers pays, 2008

Source : REN21, Renewables Global Status Report : 2009 Update.

Figure 4 5

Développement de la technologiedes éoliennes en 20 ans

Source: PERACOD

Figure 4 3

Energie éolienne - Evolution de la puis-sance totale installée mondiale

4.2.2.  Principes fondamentaux

de la technique éolienne

L’exploitation de l’énergie éolienne repose sur un prin-

cipe simple. L’énergie cinétique du vent est captée

par les pales, elle est d’abord transformée en énergie

mécanique de rotation avant d’être convertie en élec-

tricité par un générateur.

Une éolienne moderne raccordée au réseau est com-

posée d’une hélice à deux ou trois pales du rotor, du

moyeu, de l’arbre, du générateur, du mât, de la fon-

dation et du raccordement au réseau.

Le rotor entraîné par le vent va faire tourner l’arbre qui

lui-même entraînera la mécanique d’une génératrice,

qui, elle produira de l’électricité.

On rencontre principalement deux types d’éoliennes

dans le domaine des petites puissances :

Le modèle qui domine le marché est le rotor tripale à

axe horizontal (figure 4-7). L’axe du rotor est parallèle

au sol. L’éolienne peut fonctionner face au vent ou

sous le vent. La technique a fait ses preuves en s’avé-

rant capable de supporter une forte charge méca-

nique, d’être équilibrée du point de vue optique et

d’être silencieuse.

Le modèle est en général conçu de façon à ce que la

puissance optimale du générateur puisse être atteinte

à une vitesse de vent de 11-15 m/s, et de façon à

fonctionner de manière efficace en cas de vent faible.

Si le vent souffle trop fort, la puissance est réglée à la

baisse afin d’assurer une distribution régulière, d’évi-

ter la surcharge du générateur et d’éviter des pertur-

bations dans le réseau de transmission.

Les éoliennes à axe vertical (figure 4-8) ont le rotor

perpendiculaire au sol. Elles n’ont pas besoin de sys-

tèmes pour les orienter dans la direction du vent mais

leur efficacité est bien inférieure par rapport au type

horizontal, car elles captent deux fois moins d’éner-

gie dans le vent.

4.2.2.1.  Types de contrôle pour les éoliennes

Il y a principalement deux différents types de contrôle

utilisés de nos jours :

• le contrôle à décrochage aérodynamique – qui uti-

lise l’effet de décrochage aérodynamique sur la pale

pour limiter la puissance ; ou

• le contrôle à calage variable de pale – qui cale la

pale hors du vent réduisant ainsi le soulèvement de la

pale.

Figure 4 6

Schema d’une éolienne

Source : PERACOD

Figure 4 7

Schéma d’une éolienne à axe horizontal

Source : PERACOD

Figure 4 8

Schéma d’une éolienne à axe vertical

Source : PERACOD

89

90

4.2.2.1.1.  Les éoliennes avec régulation

par décrochage aérodynamique (“stall“)

C’est une méthode très simple de contrôle de la puis-

sance éolienne : les pales sont fixées sur le moyeu et

utilisent l’effet de décrochage aérodynamique pour li-

miter la puissance en sortie. Puisqu’il n’y a pas de

pièces à fauchage dans le moyeu et pas besoin d’une

puissance supplémentaire pour contrôler la puissance

en sortie, on a largement utilisé ce type de contrôle

dans les années 80 et 90 pour les éoliennes allant

jusqu’à 1 500 kW.

Cependant, avec les pales plus grandes (1 500 kW,

soit un diamètre de rotor d’environ 60 m), on rencon-

tre de sévères inconvénients de contrôle avec régu-

lation par décrochage aérodynamique ; l’effet de

décrochage aérodynamique ne peut pas être contrôlé

complètement. Cela dépend d’un certain nombre de

facteurs comme la densité de l’air, la température et

l’aspect lisse de la surface de la pale.

Les pales aussi doivent être construites rigoureuse-

ment et suffisamment solides pour pouvoir supporter

le dispositif de calage des pales. Donc plus les pales

sont grandes, plus elles deviennent lourdes et aug-

mentent considérablement les coûts totaux de l’éo-

lienne.

Les éoliennes avec régulation par décrochage aéro-

dynamique utilisent généralement des multiplicateurs

de vitesse afin d’augmenter la vitesse de rotation du

rotor.

4.2.2.1.2.  Les éoliennes avec contrôle

à calage variable de pale

L’inconvénient des éoliennes à pas fixe est évité avec

le calage variable de pale. En pivotant la pale autour

de son axe longitudinal, on prend autant d’énergie

hors du vent que nécessaire. Ainsi une éolienne à pas

variable atteint sa puissance maximale indépendam-

ment de la température de l’air ou de l’humidité. Les

hélicoptères actuellement utilisent le même principe

pour contrôler leur position de vol.

Cependant, le mécanisme de pas variable ajoute de

la complexité à l’éolienne car on a besoin d’une cer-

taine quantité d’énergie pour faire tourner une pale

moderne qui pèse plusieurs tonnes. Les éoliennes

modernes cependant utilisent des contrôleurs élec-

troniques.

Le concept de l’attaque directe possède plusieurs

avantages : pas de multiplicateur, ce qui signifie qu’il

n’y a pas de bruit de multiplicateur, pas de vidange

d’huile du multiplicateur et pas d’usure naturelle dans

le multiplicateur. Malheureusement, les économies de

poids réalisées par l’absence de multiplicateur sont

perdues à cause du poids supplémentaire du grand

générateur-anneau (~ 7 m de diamètre pour 1 500

kW). En général, les grandes éoliennes actuellement

développées possèdent une nacelle de 500 tonnes.

4.2.3. Comment calculer la production

d’une éolienne

Normalement, on considère d’abord les vitesses de

vents moyennes annuelles comme indicateur pour

l’output d’une éolienne. Cependant, ces moyennes ne

reflètent qu’une image très approximative. Comme la

puissance au vent augmente avec le cube de la vi-

tesse du vent, bien évidemment, de petites erreurs

peuvent avoir des effets importants.

P. ex., une vitesse de vent moyenne de 6 m/s peut être

la moitié du temps calme (0 m/s) et être la moitié du

temps de 12 m/s. Étant donné que la courbe de puis-

sance d’une éolienne est de loin non-linéaire, nous ob-

servons dans ces deux cas des outputs de puissance

totalement différents – même avec une vitesse de vent

identique.

Figure 4 9

Calcul de la production

Source : *WINDPLOT*, Logiciel pour le management de données,programme d’évaluation et de graphique pour analyses des res-sources énergétiques éoliennes, © Benjamin Jargstorf

V-year : 8.32 m/s E-month : 86,636.80 kWh ; E-year, est ; 1,039.642 MWh ; P-gen, mean ; 120.33 kW - Standstill : 9.0% - Part load 66.1% - Full load 24.9%- CF-gen 34.4%

Par conséquent, on doit établir un histogramme de la

vitesse du vent qui montre combien de temps le vent

souffle à une certaine vitesse. Cette procédure est ap-

pelée “classification du vent“ et le résultat, une répar-

tition des vitesses du vent. Ci-dessus, vous pouvez

voir deux distributions des fréquences : l’une mesu-

rée à 10 m (hauteur de référence, colonnes blanches)

et l’autre extrapolée à une hauteur de moyeu (45 m,

colonnes noires). On peut voir que la moyenne des vi-

tesses de vent à 45 m au-dessus du sol est de 8,32

m/s selon les calculs – un assez grand accroissement

en regard des 6,7 m/s qui ont été mesurés à 10 m.

Ensuite, au dessus de l’histogramme, vous voyez les

données sur la production calculée de l’éolienne (une

unité de 300 kW) : une production moyenne mensuelle

de 86 636 kWh et une production estimée annuelle de

1 039 MWh. La ligne suivante montre le comportement

de fonctionnement de l’éolienne : sur une année en-

tière, l’éolienne a des périodes d’arrêt 9 % du temps,

fonctionne en partie 66,1 % du temps et fonctionne à

plein régime les 24,9 % restants. Une autre donnée

importante est le facteur de capacité du générateur

(CF-gen). C’est le rapport entre la production estimée

et la production théorique (c-à-d. quand la turbine

fonctionne à plein régime toute l’année).

4.3. Applications

4.3.1. Eolien onshore

La plupart des éoliennes sont aujourd’hui installées

sur la côte ou à proximité. Des types d’éoliennes à mat

élevé et à grandes surfaces de rotor ont été égale-

ment mises au point pour les sites situés à l’intérieur

des terres où les chaines de collines et les hauts pla-

teaux constituent les sites d’installation les plus ap-

propriés. Une large palette de puissance a été

développée pour satisfaire aux différentes formes

d’application.

4.3.2.  Eolien offshore

Les vents soufflent plus fort et plus constamment en

mer que sur terre. Ainsi le rendement énergétique y

est environ 40 % supérieur à celui obtenu sur terre. La

plupart des parcs éoliens sur mer sont installés loin

des côtes et ne sont pas visibles de la côte.

Dans le domaine des parcs éoliens offshore, la pro-

fondeur de l’eau observée peut aller jusqu’à 30 mè-

tres ou davantage, ce qui requiert de nouveaux

procédés de construction des fondations et des as-

sises. L’installation des parcs éoliens offshore néces-

site le raccordement et la pose de câbles sous-marins

et le développement d’un réseau de distribution cô-

tier. Au-delà de l'ancrage des fondations dans les

fonds marins, la maintenance des installations repré-

sente un défi à relever pour les parcs offshore. De

plus, les effets de l'air salé posent aux matériaux utili-

sés des exigences particulières.

La création de ces parcs crée de nouvelles impul-

sions pour le marché de l’emploi et l’industrie. Les ré-

gions littorales qui, de nos jours, sont souvent

économiquement faibles, dû à des crises dans les

secteurs de la pêche et maritime, peuvent profiter de

ces impulsions.

De nombreuses expériences ont été recueillies dans

des projets offshore au sein de plus de 20 parcs éo-

liens offshore réalisés sur les côtes du Danemark, de

la Suède, de la Grande-Bretagne, de l'Irlande et des

Pays-Bas.

4.3.3.  Eoliennes isolées

Jusqu’à présent, nous avons regardé seulement la

tendance de la technologie éolienne : les éoliennes

connectées en réseau qui constituent presque la to-

talité de la base installée dans le monde (~ 121 GW

en 2008) 69.

Figure 4 10

Schéma d’un parc éolien offshore

Source : PERACOD

69

Renewables Global Status Re-port : 2009 Update. REN21.Paris 2009

91

92

Cependant, il existe aussi des éoliennes dites “auto-

nomes“, conçues pour fonctionner sans raccorde-

ment au réseau. Certaines sont construites en un

réseau isolé – pouvant ainsi alimenter de petits vil-

lages en électricité.

Dans de tels cas, il n’est pas essentiel d’installer une

éolienne dont la taille est la plus importante possible

mais plutôt de trouver la solution adaptée aux don-

nées locales et aux besoins. Le processus de “repo-

wering“ qui est en cours dans les parcs éoliens des

pays industrialisés (c’est-à-dire le remplacement des

éoliennes de petite taille par des plus grandes) a crée

un marché pour les éoliennes d’occasion et offre des

possibilités d’achat intéressantes pour les pays en dé-

veloppement.

L’arbre généalogique des applications en énergie éo-

lienne est représenté dans la figure 4-11. Pratique-

ment toutes les éoliennes modernes produisent de

l’électricité, travaillant en parallèle avec le réseau in-

terconnecté. Très peu sont exploitées en parallèle

avec un réseau isolé (système autonome) – là, les

coûts de production spécifiques dus surtout au Diesel

sont normalement plus élevés qu’avec le réseau in-

terconnecté. Néanmoins, l’exploitation économique

des éoliennes peut être réalisée à de faibles vitesses

de vent.

Les applications d’énergie éolienne électrique et au-

tonome – à part les chargeurs de batterie – sont très

rares. Bien que de nombreuses personnes pensent

que cette application est idéale pour l’électrification

rurale, en pratique les expériences jusqu’alors ont été

décevantes. Ceci est dû au fait qu’une éolienne sans

stockage n’offre pas réellement de service pertinent.

Ainsi tous ces systèmes ont besoin de (grands)

stockages énergétiques et un générateur Diesel de

remplacement. Par conséquent, les systèmes auto-

nomes sont généralement 3 fois plus chers que les

systèmes énergétiques conventionnels, et beaucoup

plus complexes (nécessitant des entretiens considé-

rables !).

Seuls les chargeurs de batteries, à savoir pour les pe-

tits aérogénérateurs (< 500 W) ont un grand marché,

spécialement dans les pays en développement,

comme alternative aux schémas d’électrification ru-

rale avec raccordement au réseau.

En Chine seulement, on utilise aujourd’hui plus de

150 000 chargeurs de batteries fabriqués localement

pour l’électrification totale à partir de l’énergie éo-

lienne, et même quelques uns sont utilisés par les no-

mades au centre de la Mongolie. Ils utilisent des mâts

démontables et les installent pour avoir de la lumière

dans leurs tentes et de l’électricité pour la télévision et

la radio.

4.4. L’énergie éolienne au Sénégal

À l’instar de l‘évolution mondiale, l’énergie éolienne

gagne de l‘importance au Sénégal, pour l’instant sur-

tout au niveau de petites installations isolées dans le

domaine de l’électrification rurale mais parallèlement

un projet d’installation d’un parc éolien de taille im-

portante sur la Grande Côte commence à prendre

forme. Une autre étape importante dans l’évolution de

l’éolien au Sénégal à été l’inauguration d’une première

minicentrale hybride éolien-solaire-Diesel pour l’ins-

tallation d’un réseau en îlotage au niveau village au

printemps 2010 (voir p.94).

En général on peut distinguer deux périodes de vents

au Sénégal :

• une période de vent “fort“ qui correspond aux alizés

et allant de décembre à mai. Durant cette période, la

vitesse moyenne du vent est comprise entre 5,1 m/s et

Figure 4 11

Schéma des applications possiblesde l’énergie éolienne

Source : Jargstorf 2004 (modifié)

5,6 m/s ; et

• une période de vent "faible" durant la saison des

pluies (hivernage) allant de juin à novembre avec une

vitesse de vent comprise entre 3,3 m/s et 4,2 m/s.

Les vents dominants sont l'Harmattan au nord-est et

l'alizé maritime au nord-ouest.

Les données disponibles au Sénégal ont toujours sou-

ligné la faiblesse relative des vents dans le pays, à

l’exception de l’axe Dakar – Saint-Louis.

En 2003, le gouvernement du Sénégal avait initié, en-

semble avec la GIZ, le projet TERNA Sénégal dans le

but de concevoir un parc éolien d’une capacité ins-

tallée de 10 MW sur la Grande Côte qui devra être

raccordé au réseau.

Ainsi TERNA (Technical Expertise for Renewable

Energy Application) Sénégal a effectué des mesures

de vents durant un an de juillet 2007 à août 2008 à

Kayar et à Potou.

Les données obtenues ont montré que les vitesses de

vent sont supérieures à Potou et ont donné les résul-

tats suivants : La moyenne annuelle à ce site s’élève

à 6,4 m/s à une hauteur de 70 m par contraste à Kayar

avec une moyenne annuelle de 5,8 m/s.

Les calculs initiaux estimaient les coûts de production

autour de 53 Francs CFA par kWh à Potou et de 66

Francs CFA à Kayar70.

Il a été décidé de procéder à l’élaboration d’une étude

détaillée de développement d’un parc éolien et l’éla-

boration d’un cahier de charges devant conduire à

une appel d’offres pour la production d’électricité à

partir de l’énergie éolienne à Potou.

L’étude de faisabilité 71 pour un parc éolien d’une puis-

sance électrique nominale de 50 MW au site de Potou

a été finalisée au printemps 2010. Cette étude pro-

nostique un rendement énergétique d’environ 95 GWh

annuel.

Les coûts de la production énergétique (tarif requis)

ont été calculés de manière détaillée et pour quatre

options différentes (selon les éoliennes prévues et

avec ou sans subvention du Ministère fédéral alle-

mand de la Coopération économique et du dévelop-

pement). Les calculs finaux se situent dans une

Figure 4 12

Potentiel éolien à 10 mètresde hauteur (Sénégal)

Source : PERACOD

70

Source : PERACOD

71

Etude de faisabilité d’un parcéolien planifié sur le site dePotou au Sénégal. Par : Osten,Tjado. Deutsche WindGuardGmbH. Dakar avril 2010.

93

94

fourchette de 65,596 et 85,93 Francs CFA.

Un autre site potentiel de parc éolien se trouve à Saint-

Louis. La faisabilité de ce parc fait également objet

d’une étude en ce moment.

Utilisation de l’énergie éolienne dans des minicentrales

hybrides

Les premiers pas ont été faits dans le domaine de

l’électrification de petits villages isolés à l’aide des ins-

tallations hybrides intégrant l’énergie éolienne.

Fin mars 2010, un premier village - Sine Moussa

Abdou dans la région de Thiès - a vu l’inauguration

d’une centrale éolien-solaire-Diesel dans le cadre d’un

projet pilote sous le couvert du programme ERIL (voir

section 7.4.2.1.) et ses habitants peuvent désormais

profiter de l’électricité.

Une éolienne de 5 kW ainsi qu’un système solaire de

5 kWc et un générateur Diesel ont été installés et four-

niront de l’électricité aux villageois. Pendant les

heures de pointe, le système électrique à partir des

énergies renouvelables sera assisté par le groupe

électrogène moderne. Cette combinaison de source

d’énergie a l’avantage de réduire la probabilité de rup-

ture du service électrique car, avec ces deux sys-

tèmes, on peut produire de l’électricité nuit et jour. Les

coûts du système sont moindres puisqu’il n’est pas

nécessaire d’avoir des batteries de trop grande ca-

pacité.

Le financement de ces équipements a été assuré par

INENSUS West Africa, son partenaire EWE AG ainsi

que le programme PERACOD de la GIZ à travers un

cofinancement des Pays-Bas. Durant les prochaines

années, une centaine de villages devront être électri-

fiés avec INENSUS West Africa S.A.R.L. Le capital

proviendra des investisseurs sénégalais et internatio-

naux.

Au préalable de ce projet pilote, des mesures du po-

tentiel éolien ont été réalisées durant 1 année sur cinq

sites dans les régions de Thiès, Louga et Fatick 72. Ces

mesures ont été effectuées grâce à des mâts de me-

sure de 12 mètres de hauteur équipés d’anémomè-

tres. Les mesures du vent et du rayonnement solaire

dans ces 5 villages, tout comme les analyses socio-

économiques, ont montré qu’il existe un important po-

tentiel encourageant l’électrification à base d’énergie

éolienne et solaire.

Une utilisation familière de l’énergie éolienne au Sé-

négal : les pompes à eau

Depuis de nombreuses années on trouve des éo-

liennes de pompage dans la zone de maraîchage des

Figure 4 13

La minicentrale de SineMoussa Abdou : éolienneet panneaux solaires

Source : INENSUS WA.

72

Les villages de Botla (com-munauté rurale de Leona),Nguebeul (communauté ru-rale de Cab Gueye) et DaraAndal (communauté ruralede Diokoul Ndiawrigne) dansla région de Louga, le villagede Sine Mousse Abdou(communauté rurale deMeouane) dans la région deThiès et le village de Sakhor(communauté rurale de LoulSessene) dans la région deFatick.

Niayes. Ces pompes ont pour la plupart été installées

à l’initiative des bailleurs internationaux et des ONG.

Grâce à un transfert de technologie réussi, ces

pompes sont aujourd’hui pour la plupart issues de la

production locale.

Actuellement, il existe à travers le pays un petit parc

d'éoliennes de pompage en bon état.

De 1974 à nos jours, plusieurs projets d’exploitation

d’énergie éolienne à caractère démonstratif ont été

menés parmi lesquels figurent notamment des di-

zaines d’éoliennes installées par des ONG à travers le

pays, plus particulièrement dans les régions de Thiès

et Saint-Louis.

Ces projets ont concerné toutes les applications de

l’utilisation éolienne à savoir notamment le pompage

et la production de l’électricité. Des projets de re-

cherche-développement ont été menés par l’École

Nationale Supérieure Universitaire de Technologie

(ENSUT) devenue École Supérieure Polytechnique

(ESP) dont les travaux ont porté sur les éoliennes à

axe vertical (Savonius) pour le pompage et sur les aé-

rogénérateurs à axe horizontal pour la production

électrique.

En dépit de l’importance des projets réalisés et des

moyens mobilisés pour le sous-secteur, le dévelop-

pement de l’utilisation de l’énergie éolienne demeure

encore faible.

Bien sûr, ces données auront complètement chan-

gées, si un parc éolien de 10 MW était installé, ce qui

devrait changer de manière plus que significative l’ap-

provisionnement national en électricité.

Figure 4 14

Installation de l’éolienne àSine Moussa Abdou

Source : PERACOD

95

98

5. L’énergie grâce à la pesanteur :Les centrales hydrauliques

5.1. Les bases de la puissance hydraulique

De l’eau en altitude possède une énergie potentielle

de pesanteur. Avant l’avènement de l’électricité, les

moulins à eau permettaient déjà une exploitation de

cette énergie mécanique pour faire marcher des ma-

chines-outils. Avec l’avènement de l’électricité, on a

pu transformer cette énergie mécanique en énergie

électrique.

La grande sécurité d'exploitation et d'approvisionne-

ment et les frais de combustible échus à long terme

offrent une possibilité avantageuse d'assurer un ap-

provisionnement de base en électricité. En raison du

fait que les centrales hydrauliques, en fonction de leur

type, disposent d'une capacité de stockage d'éner-

gie et réagissent vite en cas de besoin en mettant de

l'électricité à disposition, elles jouent un rôle essentiel

dans la stabilité du réseau. Ces centrales hydrau-

liques réduisent la dépendance et les risques encou-

rus dans le cadre des importations d'énergie et sont

à la base du développement économique de régions

qui ne disposent pas d'un approvisionnement éner-

gétique couvrant l'ensemble de leur territoire.

Aujourd’hui, la capacité hydraulique mondiale est es-

timée à 950 GW desquels seulement 85 GW vont à

l’hydraulique de petite échelle 73 avec moins de 10

MW en puissance installée, la grande majorité étant

des grandes centrales hydrauliques. Les grandes

centrales hydrauliques ont une puissance supérieure

à 10 MW, les petites centrales de 5 MW à 10 MW. On

parle de micro-centrales pour une puissance de 100

kW à 5 MW et de pico-centrale pour les puissances

de moins de 100 kW 74. Ces sites de production à pe-

tite échelle peuvent alimenter des sites isolés (une ou

deux habitations, un atelier d’artisan, des exploitations

agricoles…) ou produire de l’électricité vendue à plus

petite échelle.

Généralement, les grandes centrales hydrauliques

avec une capacité installée de plus de 10 MW ne ren-

trent pas dans l’appellation ‘les nouvelles renouvela-

bles’ à cause de l’impact critique des grands

barrages au regard de l’environnement et des ques-

tions sociales puisqu’elles causent souvent le dépla-

cement de larges franges de la population.

5.2.  Les différents types de centrales hydrauliques

Il existe différents types de centrales hydrauliques: les

centrales à réservoir, les centrales à barrage, les cen-

trales de pompage et les centrales au fil de l'eau.

Dans les centrales à réservoir, l'eau est stockée dans

un lac naturel ou artificiel puis acheminée dans une

centrale en aval par l'intermédiaire de conduites. Ce

type de centrale est particulièrement adapté pour

compenser les fluctuations affectant non seulement la

production d'électricité au niveau régional et supraré-

gional mais aussi la consommation, car ces centrales

peuvent en effet fonctionner indépendamment de l'af-

flux naturel de l'eau.

Le barrage de l’eau (seuil naturel ou barrage artificiel)

permet de créer un dénivelé dont la hauteur déter-

mine en partie la puissance produite. L’amenée d’eau

est souvent, en montagne, réalisée en conduite for-

cée du fait du dénivelé important, alors qu’en plaine

un canal de dérivation suffit généralement.

73

Source: Renewables GlobalStatus Report : 2009 Update.REN21. Paris 2009.Ce reportparle aussi des difficultés dechiffrer la capacité installée àl’échelle mondiale dû à l’ab-sence des sources publiéessuffisantes.

74

Ces appellations varient depays en pays : en Europe onparle des minicentrales pourles centrales d’une puis-sance allant jusqu’à 10 MW,dans d’autres pays peut dif-férer.

99

À la différence de la centrale à réservoir, la centrale

de pompage fonctionne avec deux réservoirs d'eau,

qui présentent le plus grand dénivelé possible, un

bassin supérieur et un bassin inférieur. Lorsque l'offre

en électricité est supérieure à la demande et que des

surcapacités sont inutilisées (durant la nuit par exem-

ple), l'eau du bassin inférieur est pompée vers le bas-

sin supérieur. Là, elle est de nouveau disponible pour

les heures de pointe de consommation.

Les centrales les plus fréquemment rencontrées sont

les centrales au fil de l'eau ou centrale hydraulique flu-

viale, qui utilisent la force du courant d'un cours d'eau.

Elles obtiennent un taux de rendement de près de 94

% et servent en général à assurer la fourniture élec-

trique de base. Leur puissance est déterminée par la

vitesse d'écoulement et le niveau des eaux. Certaines

centrales au fil de l'eau ont la capacité de retenir l'eau

pendant les périodes de faible demande énergétique

afin d'utiliser cette eau comme réserve lorsque la de-

mande augmente.

La centrale au fil de l'eau dotée d'un barrage consti-

tue un type particulier de centrale au fil de l'eau. Un

barrage permet ici de retenir l'eau et de la diriger vers

les turbines par un canal d'amenée distinct. Alors que

la centrale au fil de l'eau de type normal ne possède

qu'un faible dénivelé entre le niveau d'eau supérieur

et inférieur, la centrale au fil de l'eau dotée d'un bar-

rage exploite la différence de niveau plus importante

due à la retenue d'eau.

Pour faire fonctionner une petite centrale, il faut dis-

poser d’une prise d’eau sur le lit de la rivière, une ar-

rivée de l’eau au site de production, d’une turbine,

d’un alternateur et d’un transformateur (pour le rac-

cordement au réseau). La turbine est positionnée

dans le lit de la rivière ou en bas de la chute d’eau.

Ainsi, la production d’électricité varie avec le débit de

la rivière.

L’eau fait tourner la turbine, entraînant un générateur

de courant qui transforme l’énergie mécanique en

énergie électrique.

Un aménagement qui respecte l’environnement aura :

• un débit réservé maintenu pour préserver la salu-

brité et la sauvegarde de la vie aquatique ;

• une passe à poissons pour faciliter la migration de

ceux-ci ;

• une filtration des déchets flottants ;

• un bâtiment insonorisé (le fonctionnement de la tur-

bine et de l’alternateur étant source de nuisances so-

nores) ; et

• une bonne intégration paysagère du bâtiment et

des ouvrages.

En effet, une installation mal conçue et mal gérée per-

turbe l’écosystème. Si la quantité d’eau prélevée est

trop importante, la vie aquatique sera atteinte. En l’ab-

sence de passe à poissons, la migration des espèces

sera arrêtée.

Figure 5 1

Schéma d’une centrale à barrage

Légende : A - réservoir, B - centrale, C - turbine, D - générateur, E -prélèvement, F - conduite, G – réseau électrique, H - rivière

Source : Tomia / GNU Free Documentation License

Figure 5 2

Turbine hydraulique et générateurélectrique, vue en coupe

Légende :

A : générateur ;B : turbine;1 : stator ;2 : rotor ;3: vannes réglables ; 4 : pales de la turbine ;5 : flux d'eau ;6 : axe de rotation dela turbine et du géné-rateur

Source : U.S. ArmyCorps of Engineers

100

La construction moderne essaie d’intégrer dans le

système, diverses technologies stylisées, ce qui mini-

mise les impacts négatifs sociaux et écologiques.

Quelques impacts parmi les plus importants sont le

déplacement des populations locales, la sédimenta-

tion, les perturbations de la biodiversité, les niveaux

de qualité de l’eau et la détérioration de la santé (aug-

mentation de la malaria et de la bilharziose ou de la

schistosomiase).

5.3. Perspectives pour l’énergie hydrauliqueau Sénégal

Le Sénégal obtient de l’électricité venant de l’énergie

hydraulique à partir de la centrale de Manantali au

Mali commun aux pays membres de l'OMVS (Mali,

Mauritanie, Sénégal) qui a été mise en service en

2002. Le barrage hydroélectrique de Manantali a été

construit sur le Bafing dans la région de Kayes.

D'une capacité installée de 200 MW, la production

électrique est répartie entre le Sénégal (33 %), la Mau-

ritanie (15 %) et le Mali (52 %).

L’énergie nette enlevée par SENELEC est en baisse

depuis quelques années et la baisse du niveau du lac

a induit un productible très faible.

D’après l’OMVS, près d’une dizaine de sites de bar-

rages présentant un potentiel hydroélectrique évalué

à plus de 4 000 GWh/an ont été identifiés au cours

du fleuve Sénégal et ses affluents. Toutefois, à ce jour,

il n’existe que le barrage de Manantali et cette

construction a montré une fois de plus que des ins-

tallations hydroélectriques de cette taille sont en gé-

néral accompagnés de problèmes écologiques (voir

section 2.9.2.1. sur le typha).

On constate que, malgré la forte demande en énergie

électrique qui existe et le coût peu élevé du kWh issu

de l'hydroélectricité 75, la puissance hydroélectrique

installée reste faible.

Cette situation peut se justifier par :

• le coût élevé des investissements requis pour la

construction d’une centrale hydroélectrique et les

lignes de transports subséquents ;

• l'éloignement des centres de consommation par

rapport aux sites présentant un potentiel adéquat, ce

qui contribue à renchérir encore davantage les coûts

de transport de l'énergie ; et

• les impacts négatifs sur l'environnement liés à l'im-

plantation des centrales nécessitant des mesures de

protection environnementale souvent coûteuses et qui

participent à augmenter le coût du projet.

Par rapport au territoire national du Sénégal seul sans

prendre en compte les pays voisins, des études réa-

lisées au milieu des années 80 ont montré que les res-

sources hydroélectriques sont peu importantes.

S'agissant de la picohydraulique (puissance inférieure

à 100 kW) pour lequel le Sénégal ne compte aucune

réalisation, il n'existe pas encore d'études ayant pour

objet de déterminer son potentiel.

Compte tenu du relief relativement plat du Sénégal,

on peut présumer qu’à l'exception de la région de Ké-

dougou, les ressources dans ce domaine ne devraient

pas être significatives.

Toutefois, il serait souhaitable de préciser davantage

le potentiel de la cette filière puisqu’elle présente de

nombreux avantages : les répercussions environne-

mentales des mini-centrales hydroélectriques sont

très faibles, les investissements pas très élevés, et on

n’a besoin ni de grandes lignes de transport ni de

grands centres de transformation. Enfin, les coûts

d’installation et de maintenance sont bas et la matière

première est gratuite.

75

La SENELEC chiffre le coûtd’achat par kWh à 18,41FCFA pour Manantali ce quifait une différence considéra-ble avec les autres achatsd’électricité effectués par laSENELEC d’une production àpartir des combustibles fos-siles. Le coût est de 81,01 FCFA/kWh pour la centrale delocation Aggreko SENELEC,91,73 F CFA/kWh pour Ag-greko SOGEM, 52,49 FCFA/kWh pour Kounoune, 84,97FCFA/kWh pour GTI [en arrêtdepuis 2009]. Les unités deSENELEC du réseau intégréréalisent 58,14 FCFA/kWh.Dû à la hausse du prix descombustibles, les coûts deproduction de toutes les au-tres unités de production ontaugmenté entre 2004 et 2007et ce n’est que le coût deManantali qui est resté stable. Source : Rapport d’activité2007 Senelec, p.30.http://www.senelec.sn/images/pdf/rapportsenelec2007.pdf [consulté le 2 mars 2010 à14h30]

102

6. Autres types d’énergies renouvelables

6.1. Géothermie

6.1.1.  Les bases de l’énergie géothermique

La chaleur de la Terre contenue dans la croûte terres-

tre provient essentiellement de processus de dés-

agrégation d'éléments radioactifs, la chaleur résiduelle

provenant de la période de formation de la terre.

Les températures à l’intérieur de la Terre sont estimées

être entre 3 000 et 10 000 °C. La différence de tem-

pérature avec la surface de la Terre vient d’un flux

constant d’énergie vers la surface de 63 kW par km2.

Ce flux énergétique seul pourrait fournir un potentiel

mondial d’énergie géothermique d’environ 10 milliards

de tonnes d’équivalent pétrole (TEP) par année ou en-

viron 1/1 000 de la demande énergétique totale dans

le monde par an76.

Dans de nombreux pays du globe, la chaleur de la

Terre est déjà utilisée pour produire de l'électricité di-

rectement sous forme de réseaux thermiques.

Les premières centrales géothermiques ont été

construites dans les années 1930. À cette époque,

elles étaient exclusivement utilisées pour chauffer les

bâtiments publics des grands arrondissements muni-

cipaux. Aujourd’hui, on trouve environ 10 GW instal-

lés dans le monde dont environ la moitié aux

États-Unis. La plupart de ces applications servent à

produire de l’électricité, le reste étant pour le chauf-

fage.

La capacité actuelle mondiale des pompes géother-

miques qui extraient directement la chaleur du Soleil

s’élève à 30 GWth.

6.1.2.  Le potentiel

6.1.2.1.  Le potentiel mondial

Les sources énergétiques géothermiques exploitables

peuvent être trouvées dans divers environnements

géologiques.

Ceux-ci sont généralement classés en deux catégories :

• les sols à haute énergie (>200 °C), convenant pour

la production d’électricité etc. ; et

• les sources basses températures d'un gradient

thermique d'environ 120 à 200 °C. pour l’utilisation di-

recte de la chaleur géothermique.

Les endroits à haute énergie sont confinés dans des

milieux avec ce qu’on appelle des anomalies géo-

thermiques, p. ex. avec une activité volcanique ou

séismique et magmatique. Au contraire, l’énergie géo-

thermique basse énergie – comme celle employée

par les pompes à chaleur – peut être pratiquement uti-

lisée partout.

Dans les pays qui possèdent des sols géothermiques

avec de hautes températures, la chaleur de la Terre

constitue une base fiable pour la production d'éner-

gie écologique et avantageuse en termes de coût. On

rencontre une exploitation significative de la source,

à part aux États-Unis, aux Philippines (recevant ap-

proximativement un quart de sa demande en électri-

cité des sources géothermiques) 77, en Indonésie, au

Japon, en Australie, au Salvador, au Guatemala et en

Turquie.

L’énergie géothermique (pompes géothermiques) est

désormais utilisée dans au moins 76 pays.

6.1.2.2.  Le potentiel au Sénégal

Les sols sénégalais ne possèdent pas de haute va-

leur géothermique et il n’y a pas eu d’essais d’exploi-

tation de la géothermie basse énergie, compte tenu

du fait que d’autres sources énergétiques renouvela-

bles se prêtent mieux à l’exploitation.

76

L’énergie et le challenge dudéveloppement durable.PNUD, Département del’Economie et des Affaires so-ciales des Nations Unies etConseil énergétique mondial.New York 2000, p.6.

77

http://www.earth-policy.org/index.php?/plan_b_updates/2008/update74#table3 [consulté le 18 février2010 à 16h15]

103

6.1.3.  Technologies et applications

En fonction de la profondeur de forage, on distingue

la géothermie profonde et la géothermie peu profonde.

Géothermie profonde

La géothermie profonde permet de produire à la fois

de l'électricité dans des centrales électriques ainsi

que de la chaleur dans de grands réseaux thermiques

pour les secteurs de la production industrielle ou pour

le chauffage des bâtiments. Dans la géothermie pro-

fonde, on distingue la géothermie hydrothermale, les

systèmes HDR (Hot-Dry-Rock = roches chaudes et

sèches) et les sondes géothermiques. La géothermie

hydrothermale exploite directement la chaleur en pui-

sant l'eau chaude dans des couches à grande pro-

fondeur. La géothermie hydrothermale peut être

employée pour produire de la chaleur ou de l'électri-

cité selon la température.

En ce qui concerne le procédé HDR, il s'agit là d'uti-

liser la chaleur terrestre dans les couches de roches

profondes (env. 3 000 à 7 000 m) qui ne contiennent

aucune ressource naturelle en eau ou pas suffisam-

ment. À l'aide de forages en profondeur, l'eau est mise

en circulation au travers d'un système contrôlé de

roches fissurées et crevassées. L'eau chaude est

alors soutirée à la surface par un forage et entraîne,

sous forme de vapeur, une turbine qui produit de

l'électricité ou approvisionne le réseau thermique.

Dans l'objectif d'utiliser également des niveaux de

température plus bas, le cycle de Kalina ainsi que le

cycle ORC (Organic-Rankine-Cycle) permettent d'uti-

liser des niveaux de température bas de 120-200 °C

pour la production d'électricité. L'emploi en aval de

telles installations peut augmenter considérablement

les rendements des sites de haute enthalpie.

6.2.  L’énergie marémotrice

L'énergie marémotrice est issue des mouvements de

l'eau créés par les marées, causées par l'effet conju-

gué des forces de gravitation de la Lune et du Soleil.

Il y a beaucoup de recherches dans le domaine et des

essais d’exploiter cette énergie pour la génération

d’électricité mais pour l’instant ces tentatives sont

pour la plupart au stade expérimental. Des installa-

tions pilotes à travers le monde utilisent les différentes

formes d’énergie que l’on trouve au niveau des

océans, mais pour l’instant les techniques d’exploita-

tion sont difficiles à maîtriser et très chères. Ainsi pour

le moment, l’exploitation à plus grande échelle de ces

énergies ne porte pas encore d’intérêt économique 78.

La génération cumulative à l’échelle mondiale est de

nos jours insignifiante et beaucoup doutent même que

l’exploitation de ces énergies puisse avoir un vrai ave-

nir.

On distingue principalement les sources d’énergie

suivantes :

• l’énergie des vagues qui utilise la puissance du

mouvement des vagues ;

• l’énergie marémotrice qui est issue du mouvement

de l’eau créé par les marées (variations du niveau

de la mer et courants de marée) ;

• l’énergie hydrolienne qui utilise les courants sous

marins ;

• l’énergie thermique des mers qu’on peut produire

en exploitant la différence de température entre

les eaux superficielles et les eaux profondes des

océans ; et

• l’énergie osmotique : La diffusion ionique provoquée

par l’arrivée d’eau douce dans l’eau salée de la mer

est source d’énergie.

Figure 6 1

Procédé Hot-Dry-Rock

Source : PERACOD

78

Les paragraphes suivants sonttirés de pages Wikipedia sui-vantes :http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_des_vagues[consulté le 29 mars 2010 à15h33] ;http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_mar%C3%A9mo-trice [consulté le 29 mars 2010à 15h45] ;http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_hydrolienne[consulté le 29 mars 2010 à16h00] ;http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_thermique_des_mers [consulté le 29 mars 2010 à16h17] ;http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_osmotique[consulté le 29 mars 2010 à16h58]

104

6.2.1.  L'énergie des vagues

L'énergie des vagues est une énergie marine utilisant

la puissance du mouvement des vagues.

La faisabilité de son exploitation a été étudiée, en par-

ticulier en Angleterre : le système couplé à des dis-

positifs flottants ou des ballons déplacés par des

vagues dans une structure en béton en forme d'en-

tonnoir, produirait de l'électricité. Les nombreux pro-

blèmes pratiques ont contrarié les différents projets et

son avenir ne semble pas encore assuré.

6.2.2.  L’énergie marémotrice

L’énergie marémotrice est aujourd’hui l’énergie la

mieux étudiée et exploitée. Elle exploite sous forme

d’énergie potentielle les variations du niveau de la

mer.

Les sites adaptés au captage de l'énergie marémo-

trice sont peu nombreux ; ils se concentrent dans les

régions où, du fait notamment des conditions hydro-

dynamiques, l'amplitude de l'onde de marée est am-

plifiée : c'est notamment le cas en France dans la Baie

du Mont-Saint-Michel, près de laquelle se trouve

l'usine de la Rance (potentiel 240 MW) et au Canada

dans la Baie de Fundy où le marnage dépasse 10 mè-

tres, ce qui génère des courants de marée intenses

pouvant dépasser 5 nœuds, soit près de 10 km/h.

L'exploitation optimale de l'énergie potentielle néces-

site des aménagements importants, qui modifient no-

tablement les équilibres écologiques dans des zones

généralement fragiles et il est possible que cette voie

ne sera plus guère exploitée à l'avenir.

Une réalisation intéressante est à Hammerfest, une

ville au nord de la Norvège. Hammerfest Strøm est la

première usine marémotrice sous-marine. Cette usine

ressemble à un moulin à vent dont les pales tournent

grâce au flux et au reflux des marées.

L'ordre de grandeur de l'énergie naturellement dissi-

pée annuellement par les marées est évalué à 22 000

TWh soit l'équivalent de la combustion de moins de 2

GTEP. Seule une fraction de cette énergie étant récu-

pérable, l'énergie marémotrice ne pourra contribuer à

l'avenir qu’à une faible part à la satisfaction des be-

soins mondiaux.

6.2.3.  L’énergie hydrolienne

Une hydrolienne est une turbine sous-marine (ou sub-

aquatique, ou posée sur l'eau et à demi immergée)

qui utilise l'énergie cinétique des courants marins ou

de cours d'eau, comme une éolienne utilise l'énergie

cinétique de l'air.

La turbine de l'hydrolienne permet la transformation

de l'énergie hydraulique en énergie mécanique, qui

est alors transformée en énergie électrique par un al-

ternateur.

Le potentiel européen de l'énergie hydrolienne est,

selon plusieurs études menées il y a quelques années

axées sur ce projet d'envergure mondiale, à environ

12,5 GW qui pourraient produire 48 TWh chaque

année, ce qui représente la capacité de trois centrales

électriques récentes.

Les courants marins pourraient être exploitables par-

Figure 6 2

Principe d’une usine marémotrice

Source : Der Unfass-bare / Wikipedia Com-mons

105

tout dans le monde ; les courants de marée consti-

tuent toutefois pour l'instant le domaine préférentiel de

ce type de technologie : les courants de marée pré-

sentent en effet, par rapport aux courants généraux

(comme le Gulf Stream) des caractéristiques particu-

lièrement favorables :

• intensité importante (dans certaines zones les cou-

rants de marée peuvent atteindre ou dépasser 10

nœuds, soit 5 m/s, alors que les courants généraux

dépassent rarement 2 nœuds) ;

• proximité de la côte : les veines de courant intense

apparaissent dans des zones de faibles profondeurs

situées à proximité de la côte, ce qui en facilite l'ex-

ploitation ;

• direction stable : les courants de marée sont géné-

ralement alternatifs, ce qui simplifie le dispositif de

captage ; et

• prédictibilité : les courants de marée sont parfaite-

ment prévisibles, puisqu'ils ne dépendent que de la

position relative des astres générateurs - Lune et So-

leil - et de la topographie locale.

Les projets les plus avancés dans le domaine concer-

nent à ce jour essentiellement la Grande-Bretagne. Un

prototype d'hydrolienne adapté aux eaux profondes

et aux courants marins rapides a été installé à Pent-

land Firth. Il comporte quatre turbines de 20 mètres

de diamètre pour une puissance maximale de 4 MW.

Elles sont montées sur une bouée tubulaire placée

verticalement et amarrée au fond de la mer par un

bras pivotant. Ce bras sert à l'installation et la mainte-

nance des turbines et supprime les travaux sous-ma-

rins coûteux et dangereux. Le coût de l'électricité

pourrait atteindre 0,045 euro/kWh.

La technologie des hydroliennes est encore à un

stade expérimental.

Le coût élevé de l'investissement d'une centrale hy-

drolienne et le faible tarif d'achat de l'électricité pro-

duite peuvent pour l'instant faire reculer les

investisseurs.

6.2.4  L’énergie thermique des mers

L'énergie thermique des mers (ETM) ou énergie ma-

réthermique est produite en exploitant la différence de

température entre les eaux superficielles et les eaux

profondes des océans. Un acronyme souvent ren-

contré est OTEC, pour Ocean thermal energy conver-

sion.

En raison de la surface qu'ils occupent, les mers et

les océans de la Terre se comportent comme un gi-

gantesque capteur pour le rayonnement solaire et

l'énergie du vent (elle-même dérivée de l'énergie so-

laire).

Bien qu'une partie de cette énergie soit dissipée (cou-

rants, houle, frottements, etc.), une grande partie ré-

chauffe les couches supérieures de l'océan. C'est

ainsi qu'à la surface, grâce à l'énergie solaire, la tem-

pérature de l'eau est élevée (elle peut dépasser les

25 °C en zone intertropicale) et; en profondeur privée

du rayonnement solaire, l'eau est froide (en généra-

laux alentours de 2 à 4 °C). Ces couches froides ne se

mélangent pas aux couches chaudes. En effet, la

densité volumique de l'eau s'accroît lorsque la tem-

Figure 6 3

Turbine sous-mer avant installation

Source : Wikipedia Commons

106

pérature diminue ce qui empêche les eaux profondes

de se mélanger et de se réchauffer.

Cette différence de température peut être exploitée

par une machine thermique. Cette dernière ayant be-

soin d'une source froide et d'une source chaude pour

produire de l'énergie, utilise respectivement l'eau ve-

nant des profondeurs et l'eau de surface comme

sources.

À priori, cette énergie n'est exploitable que dans les

zones intertropicales où la différence de température

entre la surface et le fond est suffisante pour obtenir

un rendement suffisant. Les endroits appropriés sont

ceux où l’eau de surface reste chaude durant toute

l’année, avec une moyenne d’environ 24 °C. L’E.T.M.

doit se faire en mer pour que les canalisations qui la

constituent puissent puiser de l’eau des océans. Mais

elle doit se faire au plus près des côtes, pour faciliter

la construction et minimiser les coûts. En plus, il faut

une certaine profondeur des eaux avec des canalisa-

tions allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur. On ne

peut donc mettre une E.T.M. n’importe où sur le globe.

Tout ceci n’est possible que dans une zone allant du

tropique du Cancer au tropique du Capricorne, c'est-

à-dire entre 30 et -30° de latitude. Cette source d’éner-

gie présente donc beaucoup de contraintes

techniques.

Les techniques de l’E.T.M

L’E.T.M. produit de l'énergie grâce à un fluide de tra-

vail (eau de mer, ammoniac ou un autre fluide dont le

point de condensation est proche de 4 °C). Ce fluide

passe de l’état liquide à l’état vapeur dans l’évapora-

teur, au contact de l’eau chaude puisée en surface.

La pression produite par la vapeur passe dans un tur-

bogénérateur pour faire tourner une turbine et pro-

duire de l’électricité, après que le gaz ait perdu de la

pression, il passe dans un condenseur pour retourner

à l’état liquide, au contact de l’eau froide puisée en

profondeur.

L’E.T.M. a besoin de beaucoup d’eau : il faut un très

grand débit d’eau de mer pour compenser la faible

efficacité due au faible gradient de température et de

très grands diamètres de canalisations pour limiter les

pertes de charges.

À ce jour, on distingue principalement trois types de

centrales E.T.M. 79 :

• cycle ouvert :

• cycle fermé ; et

• cycle hybride.

De manière générale, on peut dire que le rendement

varie en fonction de la puissance de l’usine : plus elle

est puissante, meilleur est le rendement, et cela dé-

pend aussi du cycle utilisé.

La production d'énergie maréthermique ne fait pas in-

tervenir de combustion et ne rejette donc pas de gaz

à effet de serre.

Cependant, il a des impacts environnementaux à

craindre. Durant le processus de pompage d’eau, de

nombreuses espèces vivantes peuvent être entraî-

nées et tuées. De plus, l'utilisation de chlore est fré-

quente pour éviter le développement des dépôts

marins. Celui-ci endommage l'écosystème. Il y a éga-

lement à craindre que l’effet cumulatif pour des

grosses installations puisse changer à la longue les

températures de l’eau de surface (en baisse) et en

profondeur (en hausse).

6.2.5.  L’énergie osmotique

Il est théoriquement possible d'extraire de l'énergie au

voisinage des estuaires (où l'eau douce des cours

d'eau se mélange avec l'eau salée de la mer), en ex-

ploitant le phénomène d'osmose : si de l’eau douce

et de l’eau salée sont séparées par une membrane

semi-perméable, l’eau douce migre à travers la mem-

brane.

Si le réservoir contenant l’eau salée est à une pres-

sion supérieure à celle de l’eau douce, l’eau douce

migre vers l’eau salée tant que la différence de pres-

sion n’excède pas une valeur limite (limite théorique

avec l'eau de mer : 2,7 mégapascal, soit 27 bar) ; la

surpression ainsi créée peut être utilisée pour action-

ner une turbine. Une autre possibilité consiste à utili-

ser des membranes qui ne laissent passer qu'un type

d'ion (positif ou négatifm) : on peut alors produire di-

79

Compte tenu de l’insigni-fiance actuelle de ce typed’énergie, nous n’approfondi-rons pas les aspects tech-niques.

107

rectement de l'électricité.

L'impact sur l'environnement est en principe nul,

puisque le mélange se serait fait naturellement.

Dans l’état actuel de la technologie, la surface de

membrane nécessaire est de 200 000 à 250 000 m2

par MW ; la réalisation de ces membranes est une des

difficultés pour le développement de cette technique

et elle est encore loin d’une exploitation profession-

nelle.

En résumé, on peut dire que toutes les formes d’ex-

ploitation d’énergie marémotrice sont encore dans un

stade expérimental et que leur avenir ne semble pas

assuré.

6.2.6.  L’énergie marémotrice au Sénégal

Au Sénégal, malgré sa ligne côtière de 500 km, il n’y

a pas eu de tentative ni de projet pour exploiter ce po-

tentiel.