RAPPORT 2009 SUR L‘ÉNERGIE ÉOLIENNE EN ALLEMAGNE – …windmonitor.iee.fraunhofer.de/opencms/export/sites/windmonitor/im… · Stefan Faulstich, Philipp Lyding, Berthold Hahn,

I N S T I T U T F R A U N H O F E R D E R E C H E R C H E S U R L ‘ É N E R G I E É O L I E N N E E T L A T E C H N O L O G I E D E S S Y S T È M E S É N E R G É T I Q U E S I W E S

RAPPORT 2009 SUR L‘ÉNERGIE ÉOLIENNE EN ALLEMAGNE – OFFSHORE

établi dans le cadre du projet de recherche »Suivi de l’exploitation de l’énergie éolienne offshore – WMEP«

Förderer: Projektträger:fondé par: encadré par:

Droite:

Parcs éoliens offshore Samsoe

© Paul Langrock

Édité par:Institut Fraunhofer de recherche sur l’énergie éolienne et la technologie des systèmes énergétiques (IWES)Département de l’énergie et de l’exploitation des réseauxKönigstor 5934119 Kassel / Allemagnewww.iwes.fraunhofer.de

Rédaction:Stefan Faulstich, Philipp Lyding, Berthold Hahn, Doron Callies,Renate Rothkegel

Droits de reproduction:L’ensemble des droits de reproduction, d’utilisation d’images, de photocopie ou de copie par un procédé proche ainsi que l’enregistrement sur mémoire informatique sont la propriété de l’Institut Fraunhofer IWES ou de son donneur d‘ordre, y compris pour l‘utilisation d‘extraits de documents.

Juin 2010

Traduit et soutenu par le bureau de coordination d‘énergie éolienne

www.wind-eole.com

3

SOMMAIRE

Introduction................................................................... ..4

Activités de recherche de l’État fédéral

Plates-formes.de.recherche.FINO................................... .6

alpha.ventus.–.Parc.d’essai.d’énergie.éolienne.offshore..8

RAVE.–.Research.at.alpha.ventus................................10

Offshore~WMEP................................................................ 14.

Suivi de l’exploitation de l’énergie éolienne offshore

Conditions.externes.......................................................... 16

Parcs.éoliens.en.eaux.allemandes................................. 20

Exploitation.au.niveau.international............................... 24

Éoliennes.offshore............................................................ 28

Structures.de.fondations.................................................. 32

Intégration.au.réseau....................................................... 34

Résultats.de.l’exploitation................................................ 36

Rentabilité......................................................................... 40

Annexes

Fraunhofer.IWES............................................................... 44

Sources............................................................................... 47

4

R A P P O R T 2 0 0 9 S U R L ’ É N E R G I E É O L I E N N E E N A L L E M A G N E – O F F S H O R E

5

INTRODUCTION

Politique énergétique. L’exploitation de l’énergie éolienne a

évolué ces deux dernières décennies de façon très rapide vers

une véritable technologie de pointe susceptible de jouer un rôle

important dans l'approvisionnement en énergie électrique de

demain. Parmi les sources d’énergies renouvelables, l’énergie

éolienne, avec l’énergie hydraulique, est aujourd’hui la plus uti-

lisée. L’exploitation de l’énergie éolienne a connu de profonds

changements non seulement au niveau de la technologie uti-

lisée mais aussi au niveau des conditions cadre qui la régis-

sent. En Allemagne, la loi sur les énergies renouvelables (EEG)

a constitué un instrument extrêmement efficace dans la poli-

tique de soutien à la production d’électricité à partir d’énergies

renouvelables, instrument grâce auquel l’État fédéral poursuit

son objectif qui est de produire, d’ici 2020, 25 à 30 pour cent

des besoins allemands en électricité à partir d’énergies renou-

velables. Pour atteindre cet objectif, il est nécessaire d’exploiter,

en plus de l’énergie éolienne terrestre, l’énorme potentiel que

représente l’énergie éolienne marine. En 2030, les parcs éoliens

offshore allemands installés en mer du Nord et en mer Baltique

devront totaliser une puissance de 20 à 25 gigawatts, permet-

tant ainsi de couvrir environ 15 % des besoins allemands en

électricité. Dans le cadre de cet objectif, la construction de trois

plates-formes de recherche en mer du Nord et en mer Baltique

a été initiée par le Ministère fédéral de l’Économie et de la Tech-

nologie (BMWi) et par le Ministère fédéral de l’Environnement,

de la Protection de la nature et de la Sûreté nucléaire (BMU).

Ces plates-formes doivent permettre de déterminer et d'ana-

lyser le potentiel de la production d'énergie éolienne en mer

et les risques qui y sont liés. Pour que les installations offshore

puissent faire l'objet d'une exploitation commerciale, le gouver-

nement fédéral a prévu des règlementations spéciales pour les

installations éoliennes en mer dans la loi sur les énergies renou-

velables (EEG) et a, par ailleurs, fait adopter la loi pour l’accélé-

ration de la planification des infrastructures.

Promotion de la recherche. Le BMU soutient la recherche et

le développement dans le domaine de l'exploitation de l'éner-

gie éolienne en mer avec au total 50 millions d'euros. À cela

s’ajoute le projet-pilote de démonstration et de recherche

«alpha ventus», premier parc éolien offshore en Allemagne,

achevé en 2009. L’initiative de recherche intitulée «RAVE – Re-

search at alpha ventus» accompagne la construction et l’exploi-

tation de ce parc éolien dans le but d’acquérir une expérience

et une connaissance solide et large devant servir aux pro-

jets offshore d’avenir. Depuis 2007, le BMU soutient le projet

«Offshore~WMEP – Suivi de l’exploitation de l’énergie éolienne

offshore». Pour présenter le développement de l’exploitation

de l’énergie éolienne offshore au public et aux représentants

politiques, il est absolument nécessaire de mettre à disposi-

tion une information transparente et objective sur l’évolution

des technologies, du marché et des coûts. C’est dans le cadre

de ce projet Offshore~WMEP (OWMEP) que le présent «Rap-

port 2009 sur l’énergie éolienne en Allemagne – Offshore» a

été réalisé. En plus d’un état des lieux actuel, il propose un re-

tour sur le développement passé de l'exploitation de l'énergie

éolienne offshore. Le «Rapport sur l’énergie éolienne en Alle-

magne» paraît régulièrement et une édition spéciale consacrée

à l'offshore est publiée cette année. L’objectif de ce rapport est

de présenter la situation actuelle de l'exploitation de l'énergie

éolienne offshore en Allemagne et dans le monde. Pour plus

d’informations, veuillez consulter le portail internet de «Wind-

monitor» (www.windmonitor.de).

Le parc d’énergie éolienne off-

shore Nysted © Siemens archive

des images

6


7

PLATES-FORMES DE RECHERCHE FINORecherche en mer du Nord et en mer Balt ique

La plate-forme de recherche-offshore

FINO 1- Hélicoptère-Landedeck

© BMU, Thomas Härtrich

Domaines de recherche à approfondir. Pour parvenir à l’ob-

jectif fixé par le gouvernement fédéral, il est nécessaire de dé-

terminer et d’analyser le potentiel et les risques liés à l'exploita-

tion de l'énergie éolienne en mer. Dans le cadre des projets de

parcs éoliens offshore prévus, des plates-formes sont érigées en

mer du Nord et en mer Baltique. Elles sont financées par le Mi-

nistère de l'Environnement, de la Protection de la nature et de

la Sécurité nucléaire (BMU), qui est représenté par le centre de

recherche Jülich GmbH (porteur du projet: Jülich PTJ).

Objectifs et résultats. Les plates-formes de recherche ont

pour but de réduire les risques lors de la réalisation de parcs

éoliens offshore envisagés et d’en accélérer le développement.

Pour ce faire, il faut parvenir à une conception de l’exploitation

de l’énergie éolienne en mer du Nord et en mer Baltique qui

soit efficace, respectueuse de l’environnement et compatible

avec les réseaux de transport. Ces plates-formes ont pour mis-

sion d’améliorer les connaissances sur les conditions météorolo-

giques et hydrographiques en mer et de déterminer les impacts

concrets des installations éoliennes offshore sur la faune et la

flore marines. De nouveaux résultats sont également attendus

pour fournir des données dans le domaine des structures de

fondations, des charges de vent, de l’intensité de la foudre, de

l’alimentation et dans plusieurs autres domaines d’innovation

encore. Les plates-formes de recherche vont contribuer à amé-

liorer significativement les données actuellement disponibles.

Mais elles vont surtout permettre aux petites et moyennes en-

treprises de se constituer des références et de démontrer leurs

performances en conditions réelles.

FINO1. La station de mesure est située à proximité immédiate

du site du premier parc éolien offshore allemand et du parc

d’essai alpha ventus, à environ 45 km au nord de Borkum et à

une profondeur d'environ 30 mètres. La plate-forme est équi-

pée d'un mât de mesure du vent d'une hauteur de 100 m au-

dessus du zéro hydrographique. Des capteurs de mesure et

d’autres instruments sont également installés au niveau de la

structure de la plate-forme. Les données de mesure sont collec-

tées depuis 2003.

FINO2. Le site se trouve en mer Baltique à environ 39 km au

nord de l’île de Rügen, dans le parc éolien en hauts-fonds (à une

profondeur d’environ 20 mètres) de «Kriegers Flak». L’Office fé-

déral pour la navigation maritime et l’hydrographie (BSH) a au-

torisé en avril 2005 la construction de ce parc éolien offshore

dans cette zone limitrophe. Depuis le mois d’août 2007, des

mesures y sont enregistrées à des hauteurs de 30 et 80 mètres.

FINO3. La troisième plate-forme de recherche est construite à

une profondeur d’environ 23 mètres à environ 80 km à l'ouest

de la presqu’île de Sylt, à la limite de la zone potentielle de dé-

veloppement des éoliennes, au large de la côte de la mer du

Nord du Schleswig-Holstein. Sa mise en service a eu lieu fin

août 2009. Dans les zones proches se situent les parcs éoliens

offshore autorisés Sandbank 24, Nördlicher Grund, Dan Tysk et

OSB Butendiek qui représentent une puissance d'environ 1500

mégawatts avec un total de 320 éoliennes.

Figure 1: Sites des plateformes Fino © Forschungs- und

Entwicklungs zentrum Fachhochschule Kiel GmbH 2009

8


9

ALPHA VENTUS

Le premier parc éol ien offshore a l lemand et parc d’essai d’énergie éol ienne offshore

Un projet ambitieux. Le parc éolien offshore alpha ventus est

un projet pionnier mené conjointement par les sociétés EWE,

E.ON Climate & Renewables et Vattenfall Europe Windkraft.

Premier parc éolien allemand, alpha ventus a été érigé à 45 km

au nord de l'île de Borkum, à l’extérieur de la zone des 12 milles

nautiques, dans la zone économique exclusive allemande (ZEE)

et à une profondeur de 30 m. Le parc est soumis aux condi-

tions offshore réelles en haute mer. À l’heure actuelle, alpha

ventus est, au niveau international, le parc éolien offshore rac-

cordé au réseau le plus distant de la côte. L’autorisation de la

construction d’un parc éolien sur ce site a été délivrée par l'Of-

fice fédéral allemand pour la navigation maritime et l'hydrogra-

phie (BSH) sous le nom «Parc d’essai de Borkum ouest» (Test-

feld Borkum West). Les travaux de construction d'alpha ventus

ont débuté en 2008. La station de transformation offshore a

été installée au point d’angle sud-est du parc éolien. La pose

des câbles sous-marins destinés au raccordement du parc éo-

lien au réseau allemand a également déjà été effectuée. La

construction des douze éoliennes ainsi que des six installations

des fabricants AREVA Multibrid et REpower a commencé mi-

avril 2009. Une première étape importante a été franchie le

1er juin 2009 avec l’ancrage des six fondations tripodes desti-

nées aux installations d’AREVA Multibrid. Le 15 juillet 2009, la

première éolienne offshore d’Allemagne a été achevée, ce qui

constitue un premier succès marquant pour le projet pionnier

alpha ventus. À peine un mois plus tard, trois installations en

phase dite «d’ajustement» ont injecté dans le réseau allemand

les premiers kilowattheures. Depuis le 8 juin, les travaux de fon-

dation des six installations de la société REpower sont menés

en parallèle. L’achèvement des travaux est prévu pour la fin de

l’année 2009.

Des expériences uniques. Ce parc éolien permet d’acquérir

des expériences en vue de l’exploitation commerciale future de

l’énergie éolienne offshore en Allemagne, laquelle se distingue

nettement des autres pays par sa capacité à produire de l'éner-

gie à une grande distance des côtes. En plus de la plus grande

distance à la côte, alpha ventus détient un autre record mondial

grâce à la grue semi-submersible «Thialf». Cést la grue semi-

submersible de haute mer la plus performante employée dans

l'industrie offshore. Elle comporte deux grues qui fonctionnent

en double course avec une capacité de levage totale de 14 200

tonnes. Elle a une longueur de 200 m et une largeur de près

de 90 m, ce qui correspond à la surface de deux terrains de

football.

Figure 2: Site des installations du parc éolien offshore alpha ventus

© Photographie de presse alpha ventus

Segment supérieur de la tour, na-

celle et croisillon des pales de rotor

pour la première éolienne offshore

d’Allemagne.

© alpha ventus-archive des images

10


11

RAVE – RESEARCH AT ALPHA VENTUSChercher, développer et tester pour re lever ensemble un déf i ambit ieux

Premier parc éolien offshore en Allemagne, alpha ventus est un

projet de démonstration et de recherche qui doit être le déclic

pour le lancement de l’exploitation de l'énergie éolienne en mer

du Nord et en mer Baltique. Les objectifs liés au projet RAVE,

initiative de recherche du BMU, sont la diminution des coûts,

l’augmentation du rendement, une disponibilité plus élevée des

éoliennes, l'amélioration des technologies des installations, la

recherche évaluative écologique ainsi que l'optimisation tech-

nologique des installations du point de vue de leur impact sur

l'environnement. Le BMU a doté le projet RAVE d’un budget

global de 50 millions d’euros. Dans les pages suivantes, les pro-

jets de recherche sont présentés individuellement en fonction

de leur thématique.

Avoir des bases solides. Deux fondations d’acier venant

d’être développées sont utilisées dans le parc éolien offshore

alpha ventus. D’un côté un tripode, c’est-à-dire une construc-

tion tubulaire soudée en forme de trépied ouvert et d’un autre

côté, une fondation jacket (treillis tubulaire) dont la structure

en grille nécessite de nombreux tubes et nœuds de même type.

À cela s’ajoute le projet «RAVE – Foundations» qui a pour but

d’étudier les effets du vent, des vagues et du fonctionnement

de l’installation sur les fondations. À travers un concept de di-

mensionnement global, le projet «RAVE – GIGAWIND» vise à

poursuivre l’amélioration des structures portantes pour qu’elles

puissent faire l’objet d’une exploitation commerciale. Le sol ma-

rin envisagé comme terrain de construction fait lui l’objet d’une

étude plus approfondie dans le cadre du projet «RAVE – Geo-

logy».

Exploiter les nouvelles technologies et les potentiels

d’optimisation. Les expériences et les connaissances tirées de

la planification, de la construction et du fonctionnement du

parc d’essai alpha ventus doivent être mises à contribution pour

le développement et l’optimisation de la technologie éolienne.

Le projet ›RAVE – REpower Blades‹ concerne particulièrement

les pales de rotor, le projet ›RAVE – REpower Components‹ se

concentre sur les interactions dans le système complet et le

projet ›RAVE – Multibrid M5000 Improvement‹ est destiné à

l’amélioration de composants spécifiques. ›RAVE – OWEA‹ est

un projet qui vise, à travers la vérification d’aspects-clé, une

conception et un fonctionnement raisonné des éoliennes off-

shore ›RAVE – LIDAR‹ étudie la possibilité de mettre en place

de nouveaux procédés pour mesurer le comportement du vent

(LIDAR – Light Detection and Ranging) sur des installations off-

shore. Le projet étudie en outre les améliorations possibles à

apporter à la gestion des installations. Enfin, le projet de sui-

vi ›RAVE – Offshore WMEP‹ doit permettre l’enregistrement et

l’analyse des données de fonctionnement pour pouvoir déter-

miner des éléments tels que l’influence de conditions météoro-

logiques particulières, les rendements énergétiques ainsi que les

heures de pleine charge, les périodes d’interruption, le prix de

l’électricité, la disponibilité, la maintenance et le raccordement

au réseau.

Transporter l’électricité vers et à travers le continent de

façon sûre. L’énergie électrique produite par les parcs éoliens

offshore doit ensuite être conduite par câbles sous-marins vers

le continent. Il existe pour cela des lignes de transport de cou-

rant continu haute-tension (HVDC). Une fois ces transports ef-

fectués, il est nécessaire de réaliser des raccordements très per-

formants vers les grands centres de consommation. Le projet

›RAVE – Grid Integration‹ doit permettre de développer, d’im-

plémenter et de démontrer les stratégies efficaces pour une in-

tégration de l’énergie éolienne offshore dans le réseau de trans-

port allemand.

L’objectif est de réduire l'énergie d’ajustement et l’énergie en

réserve nécessaires à l’aide de nouveaux systèmes de prévision

de puissance éolienne tout en garantissant une disponibilité et

une sécurité élevées du réseau d’interconnexion.

Levage du croisillon

@ alpha ventus picture library

12

Ne pas perdre des yeux la nature. La recherche évaluative

écologique menée dans le cadre du projet ›RAVE – Ecology‹ vise

à obtenir des informations sur les impacts liés à la construction

et au fonctionnement des éoliennes sur l'environnement marin,

par exemple sur le benthos., les poissons, les oiseaux séjournant

dans la région, y compris les oiseaux migrateurs, ou encore sur

les mammifères marins. Destiné à offrir une base solide à la pla-

nifi cation des constructions offshore de demain, le projet ›RAVE

– Geology‹ a pour point central la défi nition et l’évaluation de la

dynamique des sédiments ainsi que l’estimation de la liquéfac-

tion potentielle des sols de la partie supérieure des fonds marins

dans la zone des installations (phénomène d’affouillement). Le

projet ›RAVE – Operational Noise‹ doit déterminer les émissions

sonores sous-marines liées au fonctionnement des différentes

installations dans des types de situation variés, ainsi que la nui-

sance sonore totale subie par les animaux marins, notamment

par les mammifères. Le projet ›RAVE – Noise Reduction‹ étu-

die les possibilités de réduire les émissions sonores pendant la

phase de construction en utilisant léffet amortissant de léau.

L’amélioration de la sécurité des parcs éoliens et du trafi c mari-

time, tout particulièrement en ce qui concerne les sous-marins,

fait l’objet d’un projet de recherche intitulé ›RAVE – Sonar‹ axé

sur l’intégration technique des transpondeurs acoustiques dans

le concept complet du système.

Coordonner les activités, communiquer les résultats.

Le projet RAVE comprend des activités scientifi ques très variées

assumées par les fabricants d’installations, les opérateurs et les

instituts de recherche. L’Institut Fraunhofer de recherche sur

l’énergie éolienne et la technologie des systèmes énergétiques

(IWES) mène un projet de coordination par lequel les projets de

recherche individuels peuvent être connectés les uns aux autres

et avoir une visibilité. La mission la plus importante de ce projet

consiste à prévoir pour les projets associés un programme com-

mun et cohérent. Pour pouvoir tirer profi t de cette synergie et

améliorer la qualité des résultats, un concept de travail en com-

mun des différents projets a été collégialement développé sur

le parc d’essai.

Jauge de déformation

Capteurs d’accélération

Capteurs acoustiques

Sondes hydrographiques

Échosondeurs

Capteurs de pression de l’eau

Données météorologiques /

USA, LIDAR

SCADA

Corrosion

Caméra vidéo, radar

Figure 3: Points de mesure et de sonde sur une installation du parc

éolien offshore alpha ventus.


13

Le projet RAVE Description La gestion du projet

RAVE – alpha ventus Développement, construction et exploitation de alpha ventus DOTI GmbH & Co. - Société allemande de parc déssais et dínfrastructure offshore

RAVE – Coordination Organisation des travaux de recherche en cummun Fraunhofer IWES, DEWI - Institut allemand de l’énergie éolienne

RAVE – Measurement Réalisation des mesures et gestion des données BSH - Office fédéral allemand pour la navigation maritime et l’hydrographie

RAVE – GIGAWIND Concept de dimensionnement global des structures portantes des installations offshore au moyen des mesures dans le parc test offshore alpha ventus

Université de Leibniz à Hanovre

RAVE – Foundations Construction de fondations des installations sous une charge cyclique

BAM - Office fédéral pour la recher-che et l'examen des matériaux

RAVE – REpower Components Développement et optimisation des composants des installations offshore par rapport aux coûts, à la longévité et à la qualité des services

REpower Systems AG

RAVE – REpower Blades Développement économique et rentable des pales de rotor REpower Systems AG

RAVE – Multibrid M5000 Amélioration innovante, construction et test des intallations offshore Multibrid M5000 en conditions offshore difficiles

Multibrid GmbH

RAVE – LIDAR Développement des mesures LIDAR du comportement du vent sur les installations offshore

Université de Stuttgart

RAVE – OWEA Vérification, conception et fonctionnement raisonné des éoliennes offshores

Université de Stuttgart

RAVE – Offshore WMEP Suivi de l’exploitation de l’énergie éolienne offshore Fraunhofer IWES

RAVE – Grid Integration Intégration au réseau des parcs éoliens offshore Fraunhofer IWES

RAVE – Operational Noise Déterminer les émissions sonores sous-marines liées au fonctionne-ment des différentes installations offshore

Université de Flensburg

RAVE – Ecology Recherche écologique: recherche évaluative des standards des concepts de vérification du BSH

BSH - Office fédéral allemand pour la navigation maritime et l’hydrographie

RAVE – sonar transponders Ce projet est axé sur l’intégration technique des transpondeurs acoustiques dans le concept dénsemble du système


RAVE – hydro sound alpha ventus

Recherche sur les mesures de réduction des ondes acoustiques sous-marines


Tableau 1: Les projets de recherche de l’initiative RAVE

Chercher, développer et tester pour re lever ensemble un déf i ambit ieux

14


15

Suivi. L’exploitation de l’énergie éolienne est à la base du dé-

veloppement des hautes technologies de l’offshore. En raison

des particularités des sites en mer, de nouveaux défis vont se

présenter à l’exploitation de l’énergie éolienne. La réponse aux

hypothèses de base liées à ces défis passe par un programme

scientifique cadre, (le programme de mesure et d'évaluation

offshore : «Offshore~WMEP»). Pour constituer une large base

statistique à des fins d'évaluation et obtenir ainsi des résultats

ayant valeur de preuve, il est nécessaire d’intégrer si possible

l'ensemble des parcs éoliens allemands dans ce programme.

Catalogue de données. Toutes les données issues du travail

en commun des opérateurs, des fabricants, des chercheurs et

de tous les autres participants au projet doivent être saisies et

analysées. Les participants au projet mettent donc leurs don-

nées à la disposition d’une base de données gérée par l’IWES de

façon confidentielle, permettant d’effectuer des analyses, fon-

dées scientifiquement, des installations et de leurs composants,

ainsi que des performances des parcs éoliens offshore. Cette

base de données sert ensuite au suivi général du projet où les

résultats spécifiques des fabricants, des opérateurs et des instal-

lations elles-mêmes sont publiés de façon anonyme. L’OWMEP

participe ainsi activement aux décisions actuelles prises par l'in-

dustrie éolienne sur les développements technologiques et la

politique à mettre en œuvre. Le projet Offshore~WMEP pré-

voit jusqu’en août 2010 une phase d'harmonisation du cata-

logue de données et d'évaluation, ainsi qu’une mise au point

du concept de confidentialité lié à l'ensemble du projet. Les

évaluations publiées dans ce «Rapport 2009 sur l’énergie éo-

lienne en Allemagne – Offshore» sont issues de sources pu-

bliques et n’entrent pas encore dans le cadre du concept. À

l’avenir, des données anonymes et ayant fait l’objet d’une clas-

sification doivent également être présentées dans le cadre du

projet Offshore~WMEP.


shore Horns Rev © Vestas Cen-

tral Europe

OFFSHORE~WMEP

Suiv i de l ’exploitat ion de l ’énergie éol ienne offshore

Figure 4: Structures des données

Données de base Données d‘événement

Données de résultat

12

34

56

7

8

9

10

1

2

3

4

5

0,00,20,40,60,81,01,21,41,61,82,02,22,42,62,83,03,23,43,63,84,0

an

nu

al

fail

ure

rate

year of operation year of

production

0

0,5

1

1,5

2

2,53

3,5

4

0 2

4 6 8 10 12 14

Windgeschwindigkeit [m/s]

Häu

fig

keit

ein

getr

ete

ner

Sch

äd

en

Elektrik

Sensoren

Bremse

Regelung

Generator

Windrichtungs-

nachführung

Nabe & Getriebe & Blätter

& Hydraulik & Triebstrang

& Tragende Teile

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 2 4 6 8 10 12 14

Year of operation

failu

rera

te[1

/year]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Gesamt tragende teile Windnachführung Hydraulik Antriebsstrang

Bremse Getriebe Regelung Sensoren Elektrik

Generator Blätter Nabe

Base de données

EMS-1:Kind ofevent

e.g. 011B3 maintenance

EMS-12:Urgency ofmeasures

e.g. 121BA imme

EMS-6:Cause offailure

e.g. 06369 lightning

=U

MD

Str

uctu

re

= MKGeneratorSystem

= MDKDrive Train

=M

DA

Roto

rS

yste

m

Contenu de la recherche. Les domaines des recherches menées

dans le cadre du projet Offshore~WMEP, notamment au niveau

des particularités des technologies offshore et de leur potentiel

de développement, sont entre autres :

• Conditions spécifiques aux sites offshore (quantité de vent,

profils de vents, situations météorologiques particulières,

turbulences, marées, …)

• Étapes de la mise en place des installations (planification,

autorisation, durée, frais et coûts d’installation, techniques de

transport et de construction, …)

• Rendements énergétiques (heures de pleine charge, évolution

en cours d’année, fluctuation de la puissance, variations mo-

mentanées, arrêt de la production en cas de tempête, …)

• Fiabilité des installations (fréquence des pannes des installations

et de leurs composants, dommages particuliers, paramètres de

fiabilité, …)

• Fiabilité des parcs éoliens (impacts des situations météorolo-

giques particulières, nuisances, défaut d’accessibilité, manque

de pièces détachées, problèmes logistiques, …)

• Potentiels des différents concepts d’installations

• Avantages et inconvénients des divers concepts de mainte-

nance

• Investissements et coûts d’exploitation

16


17

CONDITIONS EXTERNES

Les pr inc ipaux déf is à re lever: vent fort , humidité, profondeur, v io lence des é léments

Navires de pose d’éoliennes

à Horns Rev © Vestas Central

Europe

Contexte. En offshore, les conditions externes de fonctionne-

ment ont une signification bien plus prépondérante qu’à terre.

Elles influent positivement sur les rendements mais d'un autre

côté, elles pèsent sur les charges auxquelles sont soumises les

installations et nuisent à la faisabilité des travaux de mainte-

nance. La vitesse du vent joue un rôle déterminant pour le ren-

dement de l'installation. En ce qui concerne les charges aux-

quelles sont soumises les installations, deux facteurs influent

principalement : d’une part, les caractéristiques du vent, d’autre

part, les paramètres hydrographiques tels que les vagues ou les

courants. Les travaux de maintenance et de réparation sont dé-

finis, pour l’essentiel, en fonction de l’accessibilité du parc éo-

lien et du matériel qu’il est possible d’utiliser sur place, comme

les bateaux à grue.

Vent. Les conditions de vent diffèrent d’une année sur l’autre

sur les sites terrestres aussi bien qu’offshore. Sur le site de la

plate-forme de recherche FINO 1 en mer du Nord, l’année 2008

a été marquée par un vent significativement plus fort que sur

la période 2004-2007. À une hauteur de 100 m, la vitesse

moyenne du vent s’est élevée à 10,4 m/s soit environ 4 % de

plus que la valeur moyenne de 10,0 m/s enregistrée les années

précédentes. Comme à terre, la vitesse du vent offshore est plus

grande en hiver qu’en été. La figure 5 montre que, par rapport

aux dernières années, en 2008 la vitesse du vent a été supé-

rieure en début d’année et pendant les mois d’été, de juin à

août. En revanche, la valeur du mois de décembre 2008 est in-

férieure à la moyenne enregistrée les années précédentes. Les

données enregistrées selon les heures de la journée (cf. fig. 6)

indiquent que sur une journée moyenne, la vitesse du vent a

légèrement diminué sur le site offshore de FINO 1. Avec des

vents globalement plus forts sur l’ensemble de l’année, l’enre-

gistrement pour 2008 de la vitesse du vent selon les heures de

la journée fait également apparaître des valeurs supérieures à

celle des années précédentes.

Figure 5: Valeur mensuelle moyenne de la vitesse du vent en 2008

comparée à la période 2004-2007 (le mois de janvier 2008 n’est pas

représenté car la disponibilité des données est inférieure à 75 %)

Figure 6: Moyennes horaires en 2008 comparées à la période 2004-

2007 (données de temps en temps universel)

Remarque sur les données de mesure :

L’enregistrement des données sur les plates-formes de mesure FINO

1 et FINO 2 est financé par le BMU (Ministère de l’Environnement,

de la Protection de la Nature et de la Sécurité nucléaire) à travers le

porteur de projet Jülich (PTJ). Les données météorologiques de FINO

1 ont été enregistrées par le DEWI (Institut allemand de l’énergie éo-

lienne) et les données océanographiques par le BSH (Office fédéral al-

lemand pour la navigation maritime et l’hydrographie), ces données

ont été hébergées dans la base de données FINO du BSH. Les données

météorologiques du site FINO 2 ont été enregistrées par WIND-con-

sult et publiées dans la base de données FINO du BSH.

18

La figure 7 représente un comparatif des distributions de fré-

quence des vitesses du vent des deux stations de mesure pour

l’année 2008. Seules ici sont prises en compte les valeurs

moyennes des 10 minutes pendant lesquelles les données de

la vitesse du vent enregistrées par les anémomètres sur mât

des deux stations sont disponibles (FINO 1: à 100 m de hauteur,

FINO 2: à 102 m de hauteur), ce qui correspond en tout à envi-

ron 86 % de disponibilité des données. Il apparaît que sur le site

de FINO 1, les vitesses de vent sont le plus souvent comprises

entre 15 et 20 m/s et entre 3 et 8 m/s en revanche sur le site

de FINO 2. La valeur moyenne de la vitesse du vent qui s’élève à

10,5 m/s sur le site de FINO 1 est donc sensiblement plus haute

que celle du site de FINO 2 (10,1 m/s). La différence est encore

plus claire au regard des maximales des valeurs moyennes en-

registrées sur 10 minutes. Avec 31,5 m/s, FINO 1 dépasse de

4,5 m/s FINO 2 (27,0 m/s). Les directions dominantes du vent

des deux stations se présentent de manière assez semblable,

comme le montre la comparaison pour 2008. Ce sont la plupart

du temps des vents ouest à sud-ouest qui soufflent sur la zone.

D’autre part, l’année 2008 se différencie nettement des années

précédentes par le fait que les vents d’est ont été encore moins

forts (cf. fig. 8).

Vagues. Les hauteurs de vagues significatives mesurées de

2004 à 2007 sur le site FINO 1 par la bouée de mesure sont

partiellement incomplètes, c'est pourquoi en dépit de la lon-

gueur de la période de mesure courant sur 4 années, les résul-

tats obtenus comportent une part d'incertitude. Les hauteurs

de vagues significatives le plus fréquemment enregistrées sont

d’environ 0,5 m (cf. fig. 9). La représentation linéaire de leur

fréquence cumulée montre que la hauteur des vagues est à 95

% du temps inférieure à 3 m, à 80 % inférieure à 2 m et même

presque à 50 % inférieure à 1 m. L’accessibilité aux éoliennes

offshore dépend en grande partie de la hauteur des vagues,

elle n'est souvent plus assurée à partir d'un niveau de 1,5 m. La

Figure 8: Comparatif de la mesure d’orientation du vent à une hau-

teur de 90 m sur les sites de FINO 1 et FINO 2

Figure 9 (à gauche): Distribution de la fréquence des hauteurs de

vagues significatives de 2004 à 2007

Figure 7: Comparatif de la fréquence de distribution des vitesses de

vent enregistrées au niveau des anémomètres sur mât sur les sites de

FINO 1 et de FINO 2


19

valeur maximale de hauteur significative de vagues enregistrée

sur 30 minutes s’élève à 9,77 m.

Ces chiffres sont prépondérants pour la conception des sys-

tèmes d’accès dans la mesure où, à partir d’une certaine hau-

teur, les bateaux de service ne peuvent plus s’arrimer à l’éo-

lienne offshore et les techniciens ne peuvent plus débarquer.

La direction des vagues sur le site de FINO 1 est principalement

nord-nord-ouest puis ouest (cf. fig. 10). Les vagues orientées

nord-nord-ouest sont essentiellement dues à la houle venant

de l’Atlantique alors que les vagues orientées ouest sont des

vagues de mer du vent.

Courants. La vitesse des courants sous les mouvements visibles

des vagues dépend de la profondeur de l’eau. Sur le site de

FINO 1, le profil de la vitesse du courant montre que de façon

typique la vitesse du courant diminue proportionnellement à la

profondeur de l’eau (cf. fig. 11). La vitesse de courant moyenne

qui est d’environ 0,6 m/s pour une profondeur de 2 m baisse

quasiment de moitié à environ 0,3 m/s pour une profondeur de

30 m. C’est dans la zone située entre 0 et 10 mètres au-dessous

de la surface de la mer que la réduction de la vitesse est la plus

importante. Les vitesses de courant maximales atteignent 1,8

m/s à 2 m de profondeur et à 10 m, il est possible d'enregistrer

des vitesses allant jusqu'à 1,4 m/s. Entre 20 et 30 m, les condi-

tions de courant ne varient plus de façon si nette. À ce niveau,

les valeurs maximales ne s’établissent qu’à 0,7 m/s. À 10 m de

profondeur, les orientations des courants dominants sur le site

de FINO 1 sont de 240° à 280° et de 60° à 100° (cf. fig. 12).

Ce sont les marées qui sont à l’origine de l’orientation contraire

de ces courants. L'orientation des courants ne varie quasiment

pas à des profondeurs plus importantes. Seuls les courants do-

minants orientés à l’ouest sont légèrement déviés vers le sud à

une profondeur de 30 m. Il en est de même pour les courants

orientés à l'est.

Figure 12 (à droite: Orientation du courant à différentes profon-

deurs d’eau sur le site de FINO 1)

Figure 10: Orientation des vagues sur le site de FINO 1

Figure 11: Vitesse du courant à différentes profondeurs d’eau sur le

site de FINO 1

Les pr inc ipaux déf is à re lever: vent fort , humidité, profondeur, v io lence des é léments

Vitesse du courant [m/s]

Profil linéarisé de la moyenne de vitesse du courant

Profil linéarisé du maximum de vitesse du courant

20


21

PARCS ÉOLIENS EN EAUX ALLEMANDESL’exploitat ion de l ’énergie éol ienne offshore en Al lemagne a le vent en poupe

Inconvénients liés aux sites. Alors que d’autres pays euro-

péens ont déjà acquis une solide expérience en matière d'éner-

gie éolienne offshore, l'Allemagne n'en est qu'à ses débuts. Le

démarrage du projet a été surtout retardé en Allemagne par

des considérations écologiques. Les projets de parcs éoliens off-

shore sont planifiés la plupart du temps pour une profondeur

d’eau d'au moins 15 m et une distance des côtes d’au moins

10 km afin de ne pas perturber le parc national du Wattenmeer.

Ceci constitue une différence entre les sites disponibles en Al-

lemagne pour l’énergie éolienne offshore et les sites sur les-

quels des projets offshore internationaux ont déjà été réalisés

(cf. fig. 13).

Premières expériences. Les premières éoliennes pilotes «

nearshore » ont cependant déjà été installées (jusqu’à 500 m

des côtes et jusqu’à 2 m de profondeur). Le premier projet éo-

lien allemand en zone dite «nearshore», donc proche de la

côte, a été réalisé en 2004. À l’époque, la société ENERCON

a construit une des éoliennes les plus grandes du monde sur

le fleuve Ems près du port maritime de Emden. Il s'agit d’une

installation ENERCON de type E-112 ayant une puissance no-

minale de 4,5 mégawatts (MW). Un an après, ENERCON a

construit la même éolienne à 500 m de la côte de Hooksiel, en

Basse-Saxe, près du port de Wilhelmshaven. À la différence de

l’éolienne E-112 installée l’année précédente sur l’Ems, celle-ci

n'est accessible qu'en bateau. Depuis 2006, le site de Breitling

(Rostock) accueille une installation d’une puissance nominale

de 2,5 MW mise en place par le fabricant Nordex à une dis-

tance de la côte de 500 m et à une profondeur de 2 m. En au-

tomne 2008, une installation de démonstration et de recherche

de la société BARD d’une puissance nominale de 5 MW a été

érigée. Cette installation est située dans la baie de Jade sur

la côte de Hooksiel près du port maritime de Wilhelmshaven,

à une distance de 400 m de la ligne de digue dans une pro-

fondeur d’eau de 2 m. Une fondation «BARD Tripile I» y a été

posée pour la première fois. La structure de fondation répond

pour l’essentiel aux exigences des constructions conçues pour

les conditions offshore.

Autres réalisations. L’année offshore 2009 a connu un double

signal de départ : d’une part, la réforme de la loi allemande

sur les énergies renouvelables (EEG) a prévu une augmentation

de la rémunération de l'électricité injectée dans le réseau par

les éoliennes offshore de 9,1 à 15 centimes d'euros par kilo-

wattheure. D’autre part, les premières installations du parc éo-

lien alpha ventus ont été achevées. En octobre 2009, 24 parcs

éoliens ont été autorisés en Allemagne, 19 en Mer du Nord

et 5 en Mer Baltique. Les parcs éoliens Nordergründe (Mer du

Nord), Baltic I et GEOFReE (Mer Baltique) se situent à l’intérieur

de la limite des 12 milles nautiques, c’est-à-dire dans la zone

de la mer territoriale qui relève de la compétence de chaque

Land en matière d’autorisation. L’Office fédéral allemand pour

la navigation maritime et l’hydrographie (BSH) est responsable

de la procédure d’autorisation pour la zone économique ex-

clusive (ZEE). La surface occupée par les parcs éoliens autorisés

est jusqu'ici de près de 1 000 km² avec une puissance nominale

maximale de 12 GW. De nombreux autres parcs sont en projet

ou en cours d’autorisation.

La construction d’alpha-ventus

Septembre 2009 © alpha ventus-

archive des images

Figure 13: Comparatif des sites en projet en Allemagne et des sites

existants déjà au niveau international

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10

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Sylt-I

Sylt-II

Borkum-II

Borkum-I

Helgoland

pro

fon

deu

rd

el’eau

[m]

la distance de côte [km]

Mer Baltic12 sm-Zone

Mer BalticZEE

Mer du Nordeconomiquezone

exclusive

Mer du Nord12sm-ZoneParc

éolineinter-

national

22

Figure 14: Aperçu des parcs éo-

liens dans les eaux allemandes

de la Mer du Nord © Office

fédéral allemand pour la naviga-

tion maritime et l’hydrographie

(BSH) Hambourg et Rostock

2009

Figure 15: Aperçu des parcs éo-

liens dans les eaux allemandes

de la Mer Baltique © Office

fédéral allemand pour la naviga-

tion maritime et l’hydrographie

(BSH) Hambourg et Rostock

2009

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56°0'N 56°0'N

55°0'N 55°0'N

54°0'N 54°0'N

Baltic Sea: Offshore Windfarms

BSH / M5 - 07.09.2009

Geodetic Datum: WGS 84Map Projection: Mercator (54°N)

BoundariesContinental Zone/EEZ

! Territorial Sea/12 nm ZoneInternational Boundary

Offshore Windparksin Betriebim Baugenehmigtgeplantnicht genehmigt

Cable ConnectionsApproved

! ! ! ! Planned

S w e d e nS w e d e n

D e n m a r kD e n m a r k

External Data Sources:Ministerium für ländliche Räume (S-H)Ministerium für Bau und Arbeit (M-V)Kalmar County (Sweden) P o l a n dP o l a n d

http://www.bsh.de/en/Marine_uses/Industry/CONTIS_maps/index.jsp

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Bremerhaven

Flensburg

WilhelmshavenNorden

Emden

Oldenburg

Schleswig

Cuxhaven

Büsum

9°0'E

9°0'E

8°0'E

8°0'E

7°0'E

7°0'E

6°0'E

6°0'E

5°0'E

5°0'E

4°0'E

4°0'E

3°0'E

3°0'E

56°0'N 56°0'N

55°0'N 55°0'N

54°0'N 54°0'N

North Sea: Offshore Windfarms

BSH / M5 - 30.10.2009

Geodetic Datum: WGS 84Map Projection: Mercator (54°N)

BoundariesContinental Shelf/EEZ

! Territorial Waters/12 nm ZoneInternational Boundary

Offshore WindfarmsPlannedApprovedUnder ConstructionIn Use

Converter platforms!? BorWinAlpha!? Alpha Ventus

Cable ConnectionsIn ServiceApproved

! ! Planned

N e t h e r l a n d sN e t h e r l a n d s

D e n m a r kD e n m a r k

External Data Sources:Elsam A/S (Denmark)

http://www.bsh.de/en/Marine_uses/Industry/CONTIS_maps/index.jsp


23

Tableau 2: Les parcs éoliens off-

shore autorisés en mer du nord

allemande

Tableau 3: Les parcs éoliens off-

shore autorisés en mer Baltique

Nom du parc La puissance nominale maximale

envisagée [MW]

Profondeur de l'eau

[m]

La distance des côtes

[m]

La surface du parc [km2]

Amrumbank West 400 20 – 25 36 31,93

BARD Offshore I 400 39 – 41 89 58,78

Borkum Riffgrund 231 23 – 29 34 35,64

Borkum Riffgrund West I 280 29 – 33 50 29,64

Borkum West II 400 22 – 30 45 55,59

DanTysk 400 21 – 33 70 65,83

Global Tech I 400 39 – 41 93 41,15

Gode Wind 400 26 – 33 45 136,41

Hochsee Windpark »Nordsee« 400 26 – 39 90 41,70

Meerwind Ost 288 23 – 50 23 22,20

Meerwind Sued 288 22 – 32 23 18,28

Noerdlicher Grund 1206 – 2010 27 – 38 84 54,54

Nordsee Ost 1250 22 30 35,62

Offshore-Buergerpark Butendiek

240 20 37 33,12

OWP Delta Nordsee 1 + 2 216 – 1255 29 – 35 39 16,74

Sandbank 24 4720 30 90 59,70

WP Nordergruende 90 2 – 12 13 3,12

Hochsee Windpark »He dreiht«

400 39 85 43,39

Gode Wind II 60 28 – 34 45 99,97

Arkona-Becken Suedost 400 21 – 38 35 38,49

Baltic I 57,5 15 – 19 15 6,97

GEOFReE 25 20 20 1,55

Kriegers Flak 320,5 20 – 35 31 30,14

Ventotec Ost 2 400 29 – 41 35 33,67

Offshore wind energy product ion in Germany is on the advance

24


25

Première mondiale au Danemark. Le parc éolien offshore de

Vindeby mis en service en 1991 au Danemark a été une pre-

mière au monde. Peu d’autres projets ont vu le jour dans les

années 90 et le début du 21e siècle a été marqué par une crois-

sance exponentielle de la puissance éolienne installée offshore.

Le développement de l’énergie éolienne offshore n’en est donc

qu’à ses débuts. D’après une étude de l’European Wind Energy

Association, la puissance éolienne des installations situées dans

les eaux européennes devraient être de 20 à 40 gigawatts (GW)

d’ici 2020.

État actuel. Dans les eaux internationales, en octobre 2009,

33 parcs éoliens étaient en service (avec une puissance totale

de 1 800 MW): 15 en Mer du Nord, 9 en Mer Baltique, 7 dans

les eaux irlandaises et 2 dans le Pacifique (parcs éoliens en eaux

chinoises). Pour être considéré comme offshore, un site doit

être situé à plus de 500 m de la côte à une profondeur d’eau

supérieure à 2 m.

Projection vers l’avenir. De nombreux autres parcs éoliens

prévus à l’heure actuelle ont déjà été en partie autorisés ou se

trouvent dans leurs premières phases de construction. La par-

tie supérieure du tableau 4 fait un récapitulatif des parcs éo-

liens dits de première génération. Ils ont été construits dans les

années 90 à une petite distance des côtes (environ 500 m) et

dans une faible profondeur d’eau (de 4 à 6 m). La partie infé-

rieure du tableau concerne les nouveaux parcs éoliens offshore,

EXPLOITATION AU NIVEAU INTERNATIONALL’Europe dans le rôle du pionnier

Le parc éolien Horns Rev

© Elsam A/S

construits de l’an 2000 à aujourd’hui. En 2009, ce sont sur-

tout la Grande-Bretagne (UK) et le Danemark qui ont fait avan-

cer des projets de construction offshore et construit de nou-

veaux parcs éoliens offshore. En Grande-Bretagne, deux projets

de grande envergure ont été menés à terme: Rhyl Flats et Ro-

bin Rigg. Le Danemark compte, lui, le plus grand parc éolien

offshore au monde depuis la mise en service de Horns Rev II.

Mais l'Allemagne a fait son entrée cette année dans le cercle

de l'éolien offshore avec alpha ventus, son premier parc éo-

lien offshore. D’autres nations ont pris part au développement

de l’exploitation de l'énergie éolienne offshore. En Belgique, la

puissance installée du parc éolien offshore de Thornton Bank,

fonctionnant après sa première phase de construction en 2008

avec 6 installations, a été augmentée au cours de la seconde

phase de construction et s’établit à 300 MW. Un tout nouveau

défi est relevé cette année en Norvège où une installation est

mise en place à une profondeur de plus de 100 m. Le pro-

jet Hywind est réalisé depuis le mois de juin de cette année à

10 km de la côte de Karmøy au sud-ouest de la Norvège. En

2008, une installation pilote a déjà été mise en place à 19,6 km

de la côte italienne en Mer Méditerranée. Il s’agit d’une instal-

lation à deux pales de rotor ayant une puissance de 80 kW et

située à une profondeur d’environ 108 m.

26

Figure 16: Développement des sites d’exploitation d’éoliennes off-

shore

Éloignement de la côte. Les progrès permettant d’éloigner les

sites de la côte s’effectuent lentement. Alors que les premiers

parcs éoliens expérimentaux étaient construits à une distance

relativement faible des côtes et dans des eaux relativement peu

profondes, l’expérience acquise permet de réaliser des projets

toujours plus éloignés de la côte dans des eaux toujours plus

profondes. Les projets prévus en Allemagne se trouvent à une

distance moyenne des côtes d’environ 40 km et à une profon-

deur d’eau également moyenne d’environ 30 m.

Classement. Le Danemark reste le leader dans le domaine

de l’énergie éolienne offshore. C’est là en effet que le pre-

mier grand parc à vocation commerciale a été construit et

c'est là que se trouve à l’heure actuelle la plupart des installa-

tions mises en place (345 en Mer du Nord et en Mer Baltique).

Mais d'autres nations rattrapent leur retard, parmi lesquelles

la Grande-Bretagne qui a pris la première position en terme

de puissance installée avec 890 MW. D’autres pays comme la

Norvège ont décidé d’augmenter leur potentiel en construisant

dans les prochaines années des parcs éoliens offshore supplé-

mentaires. L’Allemagne a montré sa volonté de s'impliquer dans

l'exploitation à venir de l'énergie éolienne offshore en mettant

en service cette année le site alpha ventus. En 2009, environ

190 turbines sont installées en mer, on en totalise ainsi plus de

780. On compte 370 MW de puissance nouvellement installée

ce qui porte la puissance totale installée à près de 1 800 MW.Figure 17: Puissance éolienne installée et installations offshores de

différents pays

Figure 18: Évolution dans le temps de la puissance éolienne offshore

installée

0

400

800

1200

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2000 2002 2004 2006 2008

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Distance moyenne des côtes

Profondeur moyennes d‘eau

Finlande1,5%

Belgique

1,5%

Suède7%

Pays-Bas6%

Grande-Bretagne

44%

Danemark

36%

Chine

0,5%

Allemagne

3%

Capacitéinstallée

Nombredes Éoliennes


27

L’Europe dans le rôle du pionnier

Nom du parc Pays Nombre des éoliennes

Opéra-tionnel depuis

Constructeur/ type des turbines

La puissance des turbine [MW]

La distance moyenne des côtes [km]

La Profondeur moyenne de l’eau [m]

Fondation Position

Vindeby Danemark 11 1991 AN Bonus 450/35 0,45 2 3,8Gravitation Foundation

Mer Baltique

Lely Pays-Bas 4 1994 NedWind 40 0,5 0,8 4,5 Monopile Mer du Nord

Tuna Knob Danemark 10 1995 Vestas V39/500 0,5 6 4,0Gravitation Foundation

Mer Baltique

Bockstiegen Suède 5 1998 Wind World 39 0,55 4 6,0 Monopile Mer Baltique

Utgrunden Suède 7 2000GE 1.5 (ehemals Enron Wind)

1,5 12 8,5 Monopile Mer Baltique

Blyth GB 2 2000 Vestas V66/1.65 2 1 5,5 Monopile Mer du Nord

Middelgrunden Danemark 20 2001 AN Bonus 2MW/76 2 2,5 4Fondation de caissons

Mer Baltique

Yttre Stengrund Suède 5 2001NEG Micon NM 2000/72

2 5 8 Monopile Mer Baltique

Horns Rev Danemark 80 2002 Vestas V80/2.0 2 17 10 Monopile Mer du Nord

Samso Danemark 10 2003AN Bonus 2.3MW/82

2,3 3,5 15 Monopile Mer Baltique

Nysted Danemark 72 2003 Bonus / 82.4 2,3 9 8 Monopile Mer Baltique

Arklow Bank GB 7 2003 GE 3.6 3,6 9,5 5 Monopile Mer Irlandaise

North Hoyle GB 30 2003 Vestas V80/2.0 2 7,5 12 Monopile Irische See

Scroby Sands GB 30 2004 Vestas V80/2.0 2 2,3 12 Monopile Mer du Nord

Kentish Flats GB 30 2005 Vestas V90/3.0 3 9 5 Monopile Mer du Nord

Barrow GB 30 2006 Vestas V90/3.0 3 7 17,5 Monopile Mer Irlandaise

OW Egmond aan ZeeNether-lands

36 2006 Vestas V90/3.0 3 14 18 Monopile Mer du Nord

Moray Firth / Beatrice GB 2 2007 REpower 5M 5 25 45 Fondation jacket Mer du Nord

Burbo Liverpool Bay GB 25 2007Siemens 3.6MW/107

3,6 10 4,5 Monopile Irish Sea

Lillgrund Suède 48 2007 Siemens 2.3MW/93 2,3 10 10Fondation de caissons

Mer Baltique

Liaodong Bay Chine 1 2007 Goldwind 70.5 1,5 70 20la plate-forme pétrolière tripode

Pacifique

Q7-WP Danemark 60 2008 Vestas V80/2.0 2 23 21,5 Monopile Mer du Nord

Thornton Bank phase 1 Belgique 6 2008 REpower / 5M 5 28,5 20Gravitation Foundation

Mer du Nord

Inner Dowsing GB 27 2008Siemens 3.6MW/107

3,6 5,2 10 Monopile Mer du Nord

Lynn GB 27 2008Siemens 3.6MW/107

3,6 5,2 10 Monopile Mer du Nord

Shanghai, Donghai Bridge

China 3 2009 Sinovel SL 3000 3 2,5 10 Monopile Pacifique

Robin Rigg GB 60 2009 Vestas V90/3.0 3 9 < 20 Monopile Mer Irlandaise

alpha ventus Allemagne 12 2009REpower 5M Multibrid M5000

5 / 5 45 30Fondation jacket/ tripode

Mer du Nord

Horns Rev II Danemark 91 2009 Siemens 2.3MW/93 2,3 30 12 Monopile Mer du Nord

Rhyl Flats GB 25 2009Siemens 3.6MW/107

3,6 8 9,5 Monopile Mer Irlandaise

Hywind (Karmoy) Norvège 1 2009 Siemens 2.3MW/93 2,3 10 > 100Fondation flottante

Mer du Nord

Tableau 4: Les parcs éoliens offshore internationaux déjà réalisés

28


29

ÉOLIENNES OFFSHORE

Les capacités de l ’offshore sont encore à prouver


shore Liverpool

© Siemens archive des images

Défis technologiques. Les éoliennes conçues pour répondre

aux contraintes industrielles de l’offshore doivent se différencier

au niveau de plusieurs détails technologiques des installations

mises en place à terre. Différentes mesures permettent de rem-

plir les exigences élevées en matière de fiabilité auxquelles sont

soumises les éoliennes offshore: par exemple, la mise en place

d’unités auxiliaires et de sondes redondantes. Les mesures les

plus importantes sont présentées ci-après.

Climat. La haute salinité de l’air et de l’eau constituent pour

plusieurs raisons un défi pour la conception technique des éo-

liennes offshore: des systèmes de revêtement spéciaux doivent

équiper les parois extérieures de la tour, de la nacelle et des

pales de rotor afin de minimiser la corrosion et l’usure. L’humi-

dité importante de l’air ajoutée à la haute salinité expose par

ailleurs les contacts électriques à un énorme danger de corro-

sion. De plus, les composants mécaniques étant soumis à une

usure élevée, il est conseillé de mettre en place une enveloppe

hermétique de la tour et de la nacelle pour un fonctionnement

fiable en mer. Un climatiseur dáir isole ainsi les particules de

sel et d’eau avant qu’elles n’entrent dans la nacelle. Enfin, il

existe des solutions techniques permettant de générer une sur-

pression à l’intérieur de l’éolienne offshore de telle sorte que

l’infiltration d’air venant de l’extérieur dans d’autres parties de

l’installation soit rendue impossible.

Vent et vagues. Sous l’effet combiné du vent et des vagues,

les éoliennes sont soumises à de plus fortes charges qu’à terre

si bien qu’il est impératif de les concevoir plus robustes dans

leur ensemble. Par ailleurs, les éoliennes offshore se distinguent

également par leur conception liée aux différences décrites en

matière de quantité de vent disponible.

Maintenance. Effectuer la maintenance des éoliennes à in-

tervalles fréquents et réguliers – d’ordinaire tous les six mois à

terre, par exemple – représente un facteur de coût élevé c’est

pourquoi ces intervalles sont rallongés en mer. Pour cela, on uti-

lise par exemple des installations de filtration redimensionnées,

mais également des systèmes de lubrification et des systèmes

hydrauliques nécessitant un minimum de maintenance. Le fa-

bricant d’éoliennes offshore faisant face à des coûts logistiques

élevés pour les machines lourdes en cas de remplacement de

composants de grande taille, il est à la recherche de solutions

pour démonter par exemple, partiellement au moins, le multi-

plicateur dans la nacelle afin de pouvoir descendre ensuite les

pièces détachées à l’aide de la grue de service, relativement

petite. Ainsi, dans certains cas, il est possible de se passer de

machines lourdes. Pour des raisons de sécurité du personnel,

il est nécessaire d’avoir recours à des plates-formes «abwinch»

qui impliquent une dimension spéciale de la construction et une

certaine statique du revêtement de la nacelle. Ce gain d’espace

permet des travaux de réparation à l’intérieur de la nacelle qui,

sinon, ne pourraient pas être effectuées sur les éoliennes off-

shore. Pour le cas où celles-ci sont séparées du réseau pendant

une durée déterminée, elles disposent d’un programme d’ur-

gence autonome supérieur à la «fonction arrêt d’urgence» des

éoliennes terrestres. Ce programme garantit d’un côté la per-

manence du balisage de l’installation pour que la sécurité et la

facilité du trafic maritime ne soient pas mises en danger et d’un

autre côté, il garantit que les systèmes d’aération et de climati-

sation de l’air restent en service et que l’installation continue de

tourner comme il se doit sous l’effet du vent.

30

Figure 19: Évolution de la taille des installations

Figure 20: MW installés des différents fabricants

Taille de l’installation. La taille des éoliennes offshore connaît

un développement considérable tout comme celle des installa-

tions terrestres. Les premiers parcs éoliens offshore étaient des

projets pilotes équipés d’éoliennes terrestres existant à l'époque

sous une forme légèrement modifiée. Jusqu’ici, les puissances

nominales des éoliennes offshore étaient donc fréquemment

plus faibles que celles des nouvelles installations terrestres. Les

turbines prévues à l’avenir pour un fonctionnement en mer ap-

partiennent à la catégorie du multi mégawatt. La figure 19 re-

présente les courbes des hauteurs moyennes du moyeu et des

classes de puissance des turbines installées pendant la période

2000-2009. La figure montre clairement une évolution vers

les installations multi mégawatts. Les hauteurs moyennes du

moyeu sont plus faibles en mer qu’à terre en raison de la rugo-

sité relativement basse de la surface de la mer.

Fabricants de turbines. À eux deux, les fabricants d’éoliennes

Siemens et Vestas se partagent jusqu’à environ 90 % de la puis-

sance éolienne installée offshore. Dans un futur proche, l'en-

semble des fabricants va pouvoir prendre de l’ampleur grâce

aux installations multi mégawatts. Le tableau suivant présente

les éoliennes offshore ayant une puissance nominale d’au moins

2 MW. Il s’agit exclusivement d’installations déjà installées en

mer. Le concept de générateur synchrone Multibrid M 5000 est

particulièrement remarquable. Ce concept permet d’éviter de

hauts régimes de générateurs et permet d’utiliser des systèmes

d’engrenage à simple réduction. Les installations Bard 5.0 et

Nordex N90 Offshore n’ont été testées jusqu’à présent que

dans les conditions dites «nearshore». Le parc éolien offshore

«Bard Offshore 1» équipé de 80 installations Bard 5.0 pourrait

être le premier à avoir une exploitation commerciale.

1,5

22,8

9

30

36 90

887

929

GoldwindNedWindWind WorldSinovel

MultibridGERepowerVestas (incl. NEG-Micon)Siemens (incl. Bonus)

ØH

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rd

uM

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70

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pro

turb

ine

[MW

]

Ø Puissance nominale pro turbine

Ø Hauteur du Moyeu


31

Tableau 5: Les éoliennes offshores disponibles

Éolienne BARD 5.0 Multibrid M5000

Repower 5M GE 3.6 Siemens SWT-3.6

Vestas V90 Nordex N90offshore

Siemens SWT-2.3

Vestas V80

Puissance 5 MW 5 MW 5 MW 3,6 MW 3,6 MW 3 MW 2,5 MW 2,3 MW 2 MW

Diamètre du Rotor

122 m 116 m 126 m 111 m 107 m 90 m 90 m 93 m 80 m

Générateur Cascade hypo-synchrone

Générateur synchrone avec à aimant permanent

Cascade hyposynchrone


Générateur asynchrone avec un rotor de court-circuit sans bagues coulissantes

Générateur asynchrone avec OptiSpeed



Générateur asynchrone avec OptiSpeed

Générateur Cascade hypo-synchrone

Générateur synchrone avec à aimant permanent




Générateur asynchrone avec OptiS-peed



Générateur asynchrone avec OptiS-peed

1 6 14 7 79 96 1 92 200

Les éoliennes en service (offshore)

Les capacités de l ’offshore sont encore à prouver

32


33

STRUCTURES DE FONDATIONSDes bases sol ides, les p ieds dans l ’eau

Prototype Multibrid M5000 sur

fondation tripode

© BMU, Edelhoff

Questions de design. Les éoliennes offshore ont pour particu-

larité de nécessiter un système de fondation très élaboré. Cinq

possibilités se présentent principalement:

• monopile

• fondation en caissons (d’acier ou de béton)

• fondation jacket (treillis tubulaire)

• tripode

• fondation flottante

Outre la nature du sol sur le site, la profondeur de l’eau joue un

rôle prépondérant dans le choix du type de fondation.

Monopile. Le concept de fondation le plus courant aujourd’hui

consiste en un pieu enfoncé dans le sol marin. Il est particu-

lièrement adapté aux éoliennes offshore des classes de 2 et

3 MW installées à une profondeur de 20 m. Ce type de fon-

dation ne nécessite quasiment aucune préparation du sol ce

qui permet une installation rapide et simple. Pour des raisons

économiques, les installations plus grandes de 5 MW ou plus

ne sont plus équipées de monopiles dans les eaux profondes en

raison de l'augmentation exponentielle des coûts de matériel.

Au-delà d’une profondeur de 25 m, le système du monopile

n’est plus utilisé car il nécessite des mesures induisant des coûts

de matériel ; des structures de plus grande envergure sont alors

utilisées.

Fondation en caissons (d’acier ou de béton) Le système de

fondation en caissons est le plus fréquent pour les faibles pro-

fondeurs. Il ne prévoit aucun enfouissement de pieux lors de

l’installation (faible émission sonore) et la faible quantité d’acier

qu’il nécessite permet de réaliser des économies. Par contre, le

poids de ces fondations les rend difficiles à transporter.

Fondations tripodes et jackets (treillis tubulaires). Les fon-

dations tripodes, c’est-à-dire les constructions de pieux soudées

à trois pieds sont utilisées à partir d’une profondeur de 25 m.

La complexité de leur production ainsi que les problèmes liés au

transport des structures en trépied constituent leurs principaux

inconvénients ; leur faible besoin en matériau fait en revanche

leur principal intérêt. Le système de fondation Tripile présente

une forme spéciale de tripode dont l’ancrage des trois pieds

(proche de celui du monopile) s’effectue via des tubes verticaux.

La structure jacket (treillis tubulaire) est également complexe,

il s’agit d’une construction à colombage grâce à laquelle il est

possible d’utiliser des composants similaires ou identiques. La

production et la construction des structures jackets bénéficient

de l’expérience de plusieurs décennies acquise par l’industrie

du pétrole et du gaz. Les deux systèmes tirent en outre profit

de l’expérience de l’industrie du pétrole et de ses concepts de

fondation en eaux profondes qui permettent d’économiser 40 à

50 % d’acier par rapport aux constructions monopiles.

Fondations flottantes. Pour étendre encore les surfaces ma-

ritimes exploitables, des fondations flottantes destinées à des

profondeurs de plus de 50 m sont développées et testées. 2

installations pilote de ce type se trouvent actuellement en mer.

L’une d’elle – Hywind – se trouve depuis le mois de juin de cette

année à 10 km de la côte de Karmøy au sud-ouest de la Nor-

vège, l’autre au sud de l’Italie à une profondeur de 108 m.

Figure 21: Concepts de fondations utilisés

Profondeur d‘eau [m]

Part

des

Fondations

100

80

60

40

20

0

Monopile

Fondation de caissons

Fondation jacket

Tripode

Fondation flottante

WT < 5 5 <10� WT 10 WT< 15� 15 WT< 25� 25 WT< 50� WT > 50

34


35

INTÉGRATION AU RÉSEAU

De nouveaux réseaux pour la mer

Possibilités de mises en réseau. Il existe plusieurs techniques

permettant de raccorder les parcs éoliens offshore entre eux ou

au réseau terrestre:

• raccordement individuel: dépendance vis à vis d’autres

projets, distances courtes, responsabilités claires mais faible

souplesse et impact important sur l’environnement

• Meshed Grid (structure maillée): haute disponibilité en

charge partielle, très exigeant techniquement et logistique-

ment, coûts élevés et pas d’avantages en charge pleine

• structure radiale ou bouclée pour plusieurs parcs éoliens:

faible impact sur l’environnement mais longues distances et

faible souplesse.

Les technologies utilisées se distinguent également au niveau

de la forme de la transmission de puissance:

• HVAC: High Voltages AC transmission (raccordement de

courant alternatif haute-tension)

• HVDC LCC: High voltage DC transmission with the use of

Line Commutated Converters (raccordement de courant

continu haute-tension avec convertisseur à commutation

de ligne)

• HVDC VSC: High voltage DC transmission with the use of

Voltage Source Converters (transmission haute-tension DC

avec convertisseur de source de tension)

État actuel. Le moyen le plus simple et économique de raccor-

der au réseau les premiers parcs éoliens offshore est le raccor-

dement triphasé conventionnel (HVAC), en raison de la puis-

sance relativement faible et de la proximité des côtes de ces

installations. Bien que jusqu’à présent les parcs éoliens offshore

utilisent ce type de raccordement HVAC au réseau terrestre,

la technologie actuelle limite la capacité de transmission de

puissance. La capacité de transmission diminue à une grande

distance des côtes en raison des pertes diélectriques et de la

puissance réactive de distorsion survenant le long des câbles.

Si la distance au réseau principal est plus grande, l’alternative

consiste à raccorder le parc éolien à la terre ferme au moyen de

lignes de courant continu de haute-tension (HVDC). Cependant

cette solution n’a jamais été adoptée jusqu’à présent à cause

de la complexité des contraintes d’infrastructure qu’elle impose

(recours à des plates-formes offshore par exemple). La concen-

tration des réseaux électriques en Europe entraîne cependant

pour le moment de nouveaux développements technologiques

dans la technologie HVDC, notamment pour le raccordement

des réseaux électriques scandinave, britannique et irlandais au

continent européen. Il semble ainsi possible de parvenir à une

diminution des coûts de cette technologie à l'avenir.

Raccordement dans la ZEE allemande. Le premier parc éo-

lien allemand alpha ventus est raccordé au réseau terrestre par

le biais d’un câble sous-marin de 60 km de long passant par

l’île de Norderney. Ce câble triphasé de 110 kV avec un noyau

de câble de cuivre de 10 cm d’épaisseur ainsi qu’un fin câble

optique permettant la transmission supplémentaire de données

sont enfouis à une profondeur de plusieurs mètres sous le sol

marin. Le raccordement au réseau des nouveaux parcs éoliens

en projet ne fait pas encore l’objet d’un concept global. Le sys-

tème écologique sensible de la zone du Wattenmeer, qui se

situe entre le parc éolien offshore en projet et la côte, rend né-

cessaire le groupage des câbles de raccordement vers la côte

au moyen d’une structure d’interconnexion. Dans la mesure où

d'autres pays planifient également de nombreux parcs éoliens

offshore en Mer du Nord et en Mer Baltique, la possibilité de

réaliser un réseau offshore transnational constitue une alterna-

tive intéressante pour le raccordement au réseau. L’Association

Européenne de lÉnergie Eolienne (EWEA) a d’ailleurs élaboré

un plan portant sur 20 ans pour la réalisation d’un tel réseau

électrique.

Le parc d’énergie éolienne

offshore Lillgrund

© Siemens – Image de la presse

36


37

Gros plan d’une turbine éolienne

à Roenland, Danemark

© Siemens – Image de la presse

Situation initiale. En raison de l'importance des vitesses de

vent moyennes en mer, le rendement énergétique offshore

devrait être nettement plus élevé qu'à terre. Il est nécessaire

d’adapter la conception des structures portantes et des compo-

sants des installations au défi que constituent les sollicitations

dynamiques extrêmement fortes auxquelles sont soumises les

installations à travers leur fonctionnement même, le vent et les

vagues en cas de houle irrégulière. De plus, les facteurs environ-

nementaux comme l’eau, le sel, la puissance du rayonnement

UV et l’influence de la biologie du milieu marin jouent un rôle

prépondérant. Des installations adaptées à leur environnement,

des concepts de maintenance et de logistique intelligents ainsi

qu’une connexion durable entre savoir-faire maritime et tech-

nologie éolienne sont des critères clés sur lesquels doit se ba-

ser le développement de l'exploitation de l’énergie éolienne en

haute mer.

Fiabilité. Le développement continu de l’exploitation de l’éner-

gie éolienne a permis aux fabricants de réaliser de considérables

avancées dans la technologie des installations et d’améliorer

par conséquent leur efficacité et leurs performances. Une fia-

bilité décroissante des installations éoliennes modernes et de

leurs composants s’oppose néanmoins à ce développement.

Ce ne sera qu’après plusieurs années de fonctionnement qu’il

sera possible de constater le niveau de la fiabilité des éoliennes.

Le programme d’évaluation et de mesure scientifiques intitu-

lé WMEP constitue une source précieuse d’information pour

les éoliennes offshore. Ce programme a été mené de 1989 à

2006 sous la direction de l'IWES dans le cadre du programme

«250 MW-Wind». La base de données sur les dommages sur-

venus du programme WMEP livre des informations importantes

sur la fiabilité des éoliennes terrestres, telles que les caracté-

ristiques de «la fréquence annuelle des dommages» et des

«périodes de panne par dommage». Jusqu’ici les informations

disponibles ne suffisent pas encore pour établir des caracté-

ristiques comparables pour le domaine offshore. Il peut être

d’ores et déjà établi que ce sont surtout les dommages causés

au multiplicateur, aux arbres et au générateur ainsi que les dé-

fauts au niveau des câbles de rotor et de transport qui entraî-

nent le plus souvent des pannes, mais il est encore trop tôt pour

établir des certitudes générales fondées. Pour cela, des années

déxpérience sont nécessaires pour recueillir des données sous

des formes standard et les présenter dans une large base sta-

tistique dans le cadre d'un travail commun à tous les acteurs

de l'offshore. C'est ce qui est entrepris à travers la démarche

à l’œuvre dans le projet WMEP sur l’offshore, décrit ci-dessus.

Disponibilité. L'objectif de la maintenance des installations est

d'atteindre une disponibilité élevée tout en garantissant d’aussi

faibles coûts que possible. Les éoliennes terrestres actuelles par-

viennent en règle générale à une disponibilité de 95 à 99 pour

cent. Pour l’exploitation de l’énergie éolienne offshore, il est à

craindre que la disponibilité soit nettement inférieure du fait de

la situation particulière des sites et du fait des contraintes qui y

sont liées (par exemple les charges ou l’accès). Cette appréhen-

sion est confirmée par la figure 22 qui montre les résultats at-

teints jusqu’ici par les parcs éoliens déjà réalisés. Le diagramme

présente la disponibilité technique de différents parcs éoliens

offshore classés en fonction de leur date de mise en service,

la taille de turbine utilisée étant symbolisée par des couleurs.

Il faut reconnaître que la tendance indiquée par ce tableau est

non seulement liée à l’âge de chaque parc mais aussi à la taille

des turbines. Alors que les parcs anciens qui ont une puissance

nominale relativement faible et qui sont assez proches de la

côte présentent une disponibilité qui s'inscrit dans la fourchette

moyenne des résultats des éoliennes terrestres, la disponibilité

des nouveaux parcs chute fortement.

RÉSULTATS D’EXPLOITATION

Status quo – comment se défendent les parcs éol iens offshore

38

Figure 22: Évolution dans le temps de la disponibilité

Figure 23: Accessibilité des différents parcs éoliens offshore

Accessibilité. L’accessibilité à une éolienne est un facteur es-

sentiel permettant d'augmenter la disponibilité et donc de

réduire les pertes de rendement. Les éoliennes offshore bé-

néficient en Allemagne en règle générale d'un bon niveau d'ac-

cessibilité. Il peut arriver qu’elle soit exceptionnellement limitée

par des vents forts, des orages ou par la neige. En revanche, la

disponibilité réelle des éoliennes offshore diminue nettement

à cause de leur facteur accessibilité. Par ailleurs, les travaux re-

quièrent des équipements spéciaux. Les réparations de grande

envergure (remplacement du multiplicateur, des pales du rotor,

etc.) nécessitent par ex. la présence de grues flottantes qui ne

peuvent être utilisées que par temps calme. Si un accès par hé-

licoptère s’impose, l’accessibilité du site offshore dépend pour

l’essentiel de la hauteur des vagues et donc indirectement de la

vitesse du vent. En général, les conditions météorologiques pré-

sentant des vagues d’une hauteur supérieure à 1,5 m sont ap-

pelées «Weather Days», elles ne permettent pas un accès sans

danger à l'installation. La figure 23 indique le nombre moyen

de «Weather Days» pour différents parcs éoliens offshore. En

raison du problème de l’accessibilité limitée, de nouvelles stra-

tégies doivent être appliquées pour augmenter la disponibili-

té des éoliennes offshore. Ainsi, il paraît nécessaire d'optimiser

d’un côté les systèmes d'accès existants et de l’autre les straté-

gies de maintenance à venir pour garantir une exploitation effi-

cace de l'énergie éolienne offshore.

Heures de pleine charge. Pour l'évaluation et la comparaison

du rendement d'une éolienne, sa production annuelle d'éner-

gie est fréquemment rapportée à sa puissance nominale.

La valeur ainsi calculée des heures de pleine charge équiva-

lentes dépend de la performance de l’éolienne certes, mais sur-

tout des conditions du site. L’analyse du programme WMEP (cf.

ci-dessus) a montré clairement ces variations dépendant des

conditions du site à l’aide des données des anciennes installa-

tions de l’époque. C’est particulièrement sur les sites proches de

60

70

80

90

100

2000 2001 2003 2004 2005 2006

Début du service

Dis

po

nib

ilité

[%]

1,5 MW

2,0 MW

2,3 MW3,0 MW

Egm

ond

Barr

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Kentish

Flats

Scr

oby

SandsNort

hH

oyl

e

Sam

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Nys

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Mid

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runden

Utg

runden

2006

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2004

2005

2006

2004

2005

2006

2005/2

006

2004/2

005

2006/2

007

2005

2006

2007

2007

2007

2006

2006/2

007

Moyen de la disponibilité sur les sites terrestres

0

5

10

15

20

25

Janvier Mars Mai Juillet Septembre Novembre

Kentish Flats (Profondeur d‘eau 5 m)

Scroby Sands (Profondeur d‘eau 12 m)

Barrow (Profondeur d‘eau 15 m)

Egmond (Profondeur d‘eau 18 m)

croissance deprofondeur d‘aeu

No

mb

red

u"

Weath

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Days

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39

0

10

20

30

40

50

Jan Mrs Mai Jul Sep Nov

Fact

eur

de

Capaci

té[%

]

Sites terrestres (Valeur moyenne du WMEP)

Offshore (Moyen des fermes simples)

Figure 24: Comparatif éolien terrestre/offshore des heures de pleine

charge

Figure 25: Comparatif éolien terrestre/offshore des facteurs de ca-

pacité

Status quo – comment se défendent les parcs éol iens offshore

0

1.000

2.000

3.000

4.000

Bas paysboisésen nordd‘Allemagne

Basse gammede montagne

Bas paysen nordd‘Allemagne

Lignecôtière

Offshore

Heure

sdu

charg

em

ent

com

ple

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Mid

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runden

Sam

so

Egm

on

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Barr

ow

Kentish

Flats

Scr

oby

Sands

Nort

hH

oyl

e

Moyen des heures du chargement complet sur les sites terrestres (Allemagne 2007)

la côte que les valeurs les plus importantes sont atteintes, des

installations individuelles parvenant certaines années à une va-

leur de plus de 3 000 heures. À l’inverse, les installations situées

à l’intérieur des terres ne pouvaient être exploitées à l’époque

que grâce à des mesures d’encouragement permettant de cou-

vrir une partie des coûts. La figure 24 présente différentes va-

leurs relatives aux heures de pleine charge réellement atteintes.

Pour les comparer, il faut prendre en compte la grande diver-

sité des situations. Les chiffres présentés dans le programme

WMEP sont basés sur l’évaluation de 1 500 petites installations

anciennes obtenus sur une longue période d’étude. La valeur

moyenne pour l’Allemagne comprend les chiffres tirés d'an-

ciennes et de nouvelles installations situées sur des divers sites

(de la côte jusqu’à la région montagneuse Mittelgebirge) alors

que les données relatives aux parcs éoliens offshore sont issus

d’un petit nombre de parcs et établies sur des périodes diffé-

rentes. Malgré toutes les précautions à prendre pour analyser

ces comparaisons, les résultats des parcs éoliens offshore res-

tent peu probants.

Facteur de capacité. Le facteur de capacité permet un aperçu

comparable, il est utilisé dans le secteur de l’énergie. Il établit

le nombre d'heures de pleine charge sur une durée dún an.

Selon les conditions de vent, le facteur de capacité est compris

entre 15 et 30 %. Il donne une meilleure représentation que

les heures de pleine charge du fait qu’il est paramétré par une

durée fixe dún an. Les résultats obtenus au cours d'une année

et présentés par la figure 25 sont manifestement plus réguliers.

Alors que les installations terrestres enregistrent un rendement

énergétique nettement plus faible pendant les mois d'été que

pendant les mois d'hiver à régime de vent fort, la figure montre

que les installations offshore ne bénéficient pas seulement de

facteurs de capacité généralement supérieurs mais qu’en plus

la différence entre l'été et l'hiver n'est pas si marquée.

40


41

RENTABILITÉ

A la f in, ce sont les chiffres qui comptent

Tarif d’achat de l’électricité éolienne. En Allemagne, le tarif

d’achat est fixé par la loi depuis l’entrée en vigueur au 1er jan-

vier 1991 de la loi sur l’injection de l’électricité dans le réseau

(StrEG). La hauteur de la rémunération s’élevait à l’époque à au

moins 90 % des ventes moyennes de cession du kilowattheure

de la vente de courant par les entreprises de distribution d’élec-

tricité à tous les consommateurs finaux. En avril 2000, la loi

StrEG a été remplacée en Allemagne par la loi sur les énergies

renouvelables (EEG). Cette dernière a été amendée le 1er août

2004 et le 6 juin 2008. La dernière modification est entrée en

vigueur le 1er janvier 2009.

Tarif d’achat de l’électricité éolienne offshore. Des règle-

mentations spéciales sont prévues dans la loi sur les énergies

renouvelables pour permettre l’exploitation commerciale des

éoliennes offshore. Sont considérées comme offshore les éo-

liennes situées à 3 milles nautiques ou plus de la ligne de côte.

Afin de faciliter l’accession de l’Allemagne à l’exploitation de

l'énergie éolienne offshore, le tarif initial pour les éoliennes off-

shore a été situé à un niveau comparable à celui des autres pays

de l’UE. En revanche, la rémunération de base a été nettement

diminuée à 3,5 centimes/kWh. Le tarif initial valable pour une

durée de douze ans s'élève à 13 centimes/kWh à un niveau bien

supérieur au tarif d'achat pour les éoliennes terrestres.

Bonus supplémentaires. Les installations mises en place

jusqu’au 31 décembre 2015 bénéficient d’un bonus supplé-

mentaire de 2 centimes/kWh réservé aux installations «pion-

nières». Une dégressivité de 5 pour cent prendra effet à partir

de 2015. La période de tarif initial est prolongée pour les éo-

liennes offshore construites à une distance d’au moins douze

milles nautiques et à une profondeur d’au moins 20 m. À par-

tir de douze milles nautiques, chaque mille supplémentaire en-

tier prolonge la période de 15 jours et chaque mètre supplé-

mentaire entier de profondeur d’eau la prolonge de 1,7 mois.

L’échelonnement de la période de tarif initial en fonction de la

distance à la côte et de la profondeur est représenté par la fi-

gure 27. Comme il est possible de le constater, certains parcs

éoliens en projet peuvent prolonger leur tarif initial pour une

période allant jusqu'à 4 ans et donc le conserver en tout pen-

dant 16 ans.

Outre les règlementations de la loi sur les énergies renouve-

lables, la loi pour l’accélération de la planification des infras-

tructures, entrée en vigueur le 17 décembre 2006, joue un rôle

prépondérant dans le développement de l'énergie éolienne off-

shore. Cette loi oblige entre autre les opérateurs du réseau à

prendre en charge les coûts de raccordement au réseau. Ces

coûts sont ensuite reportés sur l’ensemble des clients.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Tarif

[c€

/kW

h]

Sites terrestresOffshore

Tarif initialTarif de base

Figure 26: Rémunération d’achat pour l’électricité issue de l’énergie

éolienne

Éolienne offshore en parc éolien

de Horns Rev 2003

© Vestas Central Europe

42

Turbine58%

Fondation22%

Raccordement au réseau11%

Autres9%

Turbine45%

Fondation25%

Raccordement au réseau

21%

Installation7%

Autres2%

0

10

20

30

40

0 20 40 60 80 100 120

Pro

fondeur

d‘e

au

[m]

Mer du Nord ZEE

Sylt-I

Sylt-IIOstsee AWZ

Borkum-II

Borkum-I

Ostsee

12 sm-Zone

Helgoland

Mer Baltique ZEE

12 ans

14-15 ans13-14 ans

12-13 ans

15-16 ans

16-17 ans

17-18 ans

Mer du Nord12 sm-Zone

Mer Baltique12 sm-Zone

Distance côtière [km]

Figure 27: Période de tarif initial pour les éoliennes offshore

Figure 28: Coûts d’investissement éolien terrestre

Figure 29: Coûts d’investissement éolien offshore

W I N D E N E R G Y R E P O R T G E R M A N Y 2 0 0 9 – O F F S H O R E

Investissements. Les coûts d’investissement représentent un

facteur essentiel dans la détermination de la rentabilité des pro-

jets d’énergie éolienne. Sont pris en compte à ce niveau les

coûts des éoliennes elles-mêmes et les frais supplémentaires

liés à la planification, à l’autorisation, à la construction et à la

mise en service. Les coûts représentés par l’éolienne elle-même

constituent moins de la moitié du total ce qui est nettement

différent pour les éoliennes terrestres. Lors de la réalisation de

parcs éoliens offshore, les coûts liés au raccordement au réseau

s’avèrent beaucoup plus élevés en raison des grandes distances

de même que les coûts liés à l’installation des éoliennes en mer.

En Allemagne, comme mentionné ci-avant, les coûts liés au rac-

cordement au réseau terrestre sont pris en charge par les opéra-

teurs responsables du réseau de transport.

La figure 30 représente les coûts d’investissement en tant que

prix spécifique par kilowatt de puissance nominale installée

(€/kW). Les résultats reflètent une tendance à l’augmentation

de l’évolution des prix, c’est-à-dire des prix des installations su-

périeurs à ceux des dernières années.


43

0

20

40

60

2001 2003 2004 2005 2006

Début du service

[t€

/MW

]

0

1

2

3

[c€

/kW

h]

pro MWpro kWh

Figure 31: Évolution dans le temps des coûts d’exploitation

0

1

2

3

4

5

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Ch

arg

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vest

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men

tsp

éci

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ues

[t€

/KW

]

Offshore

Sites terrestres

Figure 30: Évolution dans le temps des coûts d’investissement

The bottom l ine counts in the end

Coûts d’exploitation. Les coûts d’exploitation se composent

de plusieurs positions, entre autres les coûts liés à la mainte-

nance, aux contrats de maintenance, aux réparations, aux as-

surances, aux ensembles contractuels et au bail ainsi qu’à la

gestion de l’entreprise, aux impôts et aux coûts d’achat de

l’électricité. La figure 31 représente les coûts pour les travaux

de maintenance et d’entretien de différents parcs éoliens en

service. Plus encore que le montant des coûts annuels rapportés

à la puissance nominale de l’installation (€/kW), les données re-

latives aux coûts spécifiques rapportés à la production annuelle

d’électricité sont particulièrement révélatrices. Le résultat des

évaluations montre que les coûts d’exploitation moyens liés

au rendement à long terme s’élèvent à environ 1 à 3 centimes

d'euro par kilowattheure et sont par conséquent du même

ordre de grandeur que ceux des éoliennes terrestres. La princi-

pale tendance est celle d’une diminution des coûts spécifiques

pour les nouveaux parcs éoliens.

A la f in, ce sont les chiffres qui comptent

44

Institut Fraunhofer IWES. Le 1er janvier 2009, la société

Fraunhofer-Gesellschaft a fondé le nouvel Institut Fraunhofer

de recherche sur l’énergie éolienne et la technologie des sys-

tèmes énergétiques IWES. Ce nouvel institut accueillant l’an-

cien Centre Fraunhofer sur l’énergie éolienne et l’ingénierie

maritime CWMT, il a son siège à Bremerhaven. Depuis l’été

2009, au terme d’un transfert d’entreprise formel, il comprend

également l’Institut des techniques solaires d'approvisionne-

ment énergétique (ISET e.V.) basé à Kassel. De plus, l’Institut

Fraunhofer IWES subventionne également deux groupes de

projets Fraunhofer à Hanovre et à Oldenbourg. L’institut Fraun-

hofer IWES est membre de la Fraunhofer-Gesellschaft, leader

des organisations porteuses d´établissements de recherche ap-

pliquée en Allemagne.

Groupe de projet à Hanovre

IWES Bremerhaven

IWES Kassel

Universit d’é Oldenbourg

Universit d’é Hanovre

Universit deé Kassel

Groupe de projet à Oldenbourg

Universit de Brêmeé

Quartier général de lasociété FraunhoferMunich

Figure 32: Les sites de Fraunhofer IWES

Domaines de recherche. Les domaines de recherche du nou-

vel Institut Fraunhofer IWES couvrent l’ensemble du spectre

de l’énergie éolienne depuis le développement de matériaux

jusqu’à l’optimisation du réseau ainsi que l’ingénierie des sys-

tèmes énergétiques destinée à l'exploitation de toutes les

formes d’énergies renouvelables:

• Technique et gestion de l’exploitation d’éoliennes et de

parcs éoliens

• Développement de composants : rotor, système d’entraîne-

ment et fondations

• Élasticité et dynamique des fluides

• Analytique environnementale : vent, mer et sols pour l’ex-

ploitation des énergies éolienne et marine

• Régulation et intégration des systèmes de convertisseurs

d’énergie décentralisés et des accumulateurs

• Gestion énergétique et exploitation du réseau

• Structures d’approvisionnement en énergie et analyse des

systèmes


45

Figure 33: Centre des pales du rotor

Figure 34: Centre d’essai DeMoTec pour la technologie des systèmes énergétiques

Grâce au fusionnement des instituts de Bremerhaven et de Kas-

sel et grâce à l’ouverture de nouveaux champs d’infrastructure

et de compétence, l’offre proposée jusqu'ici sur un seul site a

été nettement élargie. L’ensemble des thèmes de recherche et

des domaines de travail actuels sont repris dans le nouvel ins-

titut. Les quatre universités partenaires de Hanovre, Brême, Ol-

denburg et Kassel viennent compléter la structure par un travail

complémentaire de recherche conçu principalement pour une

orientation universitaire. Après une phase initiale de 5 ans, le

nouvel institut devra compter au total plus de 200 employés

travaillant dans le domaine de la Recherche et du Développe-

ment pour des clients allemands et internationaux. Les compé-

tences techniques de Fraunhofer IWES, orientées vers une large

transdisciplinarité, intègrent l'ensemble des disciplines tech-

niques majeures avec pour points forts l'électrotechnique, l'in-

génierie des systèmes énergétiques, la mécanique, le génie civil,

la physique des fluides et la météorologie appliquée à l’énergie.

Au-delà des instituts partenaires de la Fraunhofer-Gesellschaft –

spécialement l’Allianz Energie (www.energie.fraunhofer.de) –,

Fraunhofer IWES dispose en plus des compétences des autres

instituts Fraunhofer.

FRAUNHOFR IWES – INSTITUT NOUVEAU

46


47

SOURCES

Le parc éolien offshore Horns Rev

© Siemens – Vestas Central Europe

Christopher Neil Elkinton, University of Massachusetts

Amherst, Offshore Wind Farm Layout Optimization, 2007

BTM Consult ApS, World Market Update 2007 – Forecast

2008 – 2012, Ringköping, DK, 2008

Jan Svenson, Wind Energy Consultant, Grontmij Carl Bro,

8 years O&M experience from Middelgrunden Offshore Wind

Farm, EWEC 2008

Colin Morgan, GARRAD HASSAN, Offshore wind turbines-

Design and availability, 2008

Vattenfall Danmark A/S, Kentish Flats Offshore Wind Farm

Annual Report January 2006 – December 2006

dti, UK, Capital Grant Scheme for the North Hoyle Offshore

Wind Farm Annual Report: July 2004 – June 2005 Part 1

dti, UK, Capital Grant Scheme for the North Hoyle Offshore

Wind Farm Annual Report: July 2005 – June 2006

BERR (Department for Business Enterprise & Regulatory

Reform), UK, North Hoyle Offshore Wind Farm 3rd Annual

Report July 2006 – June 2007


Reform), UK, Barrow Offshore Wind Farm 1st Annual Report,

2006-2007


Reform), UK, Kentish Flats Offshore Wind Farm 2nd Annual

Report January 2006 – December 2006

E.ON UK, Capital Grant Scheme for the Scroby Sands Offshore

Wind Farm Annual Report January 2005 – December 2005

E.ON UK, Capital Grant Scheme for the Scroby Sands Offshore

Wind Farm Annual Report January 2006 – December 2006


Reform), UK, Scroby Sands Offshore Wind Farm 3rd Annual

Report January 2007 – December 2007

NoordzeeWind, Operations Report 2007, 2008,

www.noordzeewind.nl

Brian Snyder, Mark J. Kaiser, Ecological and economic cost-

benefit analysis of offshore wind energy, Renewable Energy

34 (2009) 1567–1578

Southern Winds, Summary Project Report 2007 – A study of

wind power generation potential off the Georgia coast

Ingenieurwerkstatt Energietechnik (IWET), Hamburg, 2009

(hier gibts keine übersetzung für)

Contis-map of offshore wind parks in the German Exclusive

Economic Zone (EEZ) (North Sea), Federal Maritime and

Hydrographic Agency (BSH), Hamburg und Rostock, 2009

Contis-map of offshore wind parks in the German Exclusive

Economic Zone (EEZ) (Baltic Sea), Federal Maritime and Hydro-

graphic Agency (BSH), Hamburg und Rostock, 2009

Informations from 4C-Offshore, Global Offshore Wind Data-

base under http://gis.oceanteam.net/offshorewind/

Informations from the Offshore Center Denmark under http://

www.offshorecenter.dk/offshorewindfarms.asp

Informations from the Rave Research Initiative under www.

rave-offshore.de

Informations from the Federal Maritime and Hydrographic

Agency under www.bsh.de

48

Informations from alpha ventus under www.alpha-ventus.de

Informations from Fino-Researchplatforms under http://www.

fino-offshore.de/ ; http://schiw.sf.hs-wismar.de/fino2/ ; www.

fino3.de

Informations from the offshore wind park Middelgrunden

under http://www.middelgrund.com/

Informations from the offshore wind park Samso under http://

www.samsohavvind.dk/windfarm/

Informations from the German Energy Agency DENA under

www.Offshore-wind.de

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Informations from the International Economic Platform for

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KPMG (ed.); offshore wind parks in Europe – market analysis;

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Lazaros P. Lazaridis; Royal Institute of Technology Department

of Electrical Engineering, Economic Comparison of HVAC and

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Consideration of Reliability, Stockholm 2005 Middelgrunden

Law on feeding power of renewable energy into the grid (Act

on the Sale of the Electricity to the Grid) from 7th December

1990 (BGBl I P. 2633) (BGBl III 754-9) last amended by the

German Energy Industry Act of 24th April 1998 (BGBl I S. 730,

734)

Informations from the research project »Offshore~WMEP«

under www.offshore-wmep.de

Fraunhofer IWES (ed.); Wind Energy Report Germany 2008

Informations from the internet portal »Windmonitor« under

www.windmonitor.de

Fraunhofer IWES (ed.); Final report to the research project

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– phase V«; Kassel, 2006


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RAPPORT 2009 SUR L‘ÉNERGIE ÉOLIENNE EN ALLEMAGNE – …windmonitor.iee.fraunhofer.de/opencms/export/sites/windmonitor/im… · Stefan Faulstich, Philipp Lyding, Berthold Hahn,