Île de Sein - Faisabilité des EMR€¦ · Scénaii d’investissement ... bénéficient d’un...

Projet Applicatif :

Île de Sein

Faisabilité des EMR

Anael Chrétien – MS EMR 2012

Rapport projet applicatif – MS EMR 2012 – A. Chrétien

Introduction

Introduction Dans le cadre du mastère spécialisé EMR co-délivré par l’Ensta Bretagne, Télécom Bretagne et l’Ecole

Navale, chaque étudiant doit réaliser un projet applicatif. Ces projets se déroulent dans le cadre

académique et s’intéressent à un problème concret. Ce rapport synthétise l’étude menée en

direction de l’île de Sein.

La municipalité de Sein réfléchit actuellement à son mode de production électrique. Elle envisage de

créer un parc éolien avec un financement citoyen sur l’île pour assurer une partie de la production

électrique. Elle a ainsi intégré le réseau Taranis, réseau d’énergie citoyenne en Bretagne et mène

actuellement une étude avec la société Brocéliande Énergie Locale.

Dans l’immédiat, aucune installation EMR n’est prévue. Cependant, au moment de lancer le parc

éolien, il est intéressant de réfléchir à tous les modes de production à partir d’énergies

renouvelables. Il était donc demandé de réaliser une étude d’opportunité d’installations EMR autour

de l’Île de Sein, de possibilités d’autonomie électrique de l’île et d’envisager un financement citoyen.

Les possibilités d’autonomie et le financement citoyen n’ont finalement pu être traités sous un angle

technique mais seulement qualitatif. Ainsi, le rapport présentera le contexte insulaire de Sein, une

analyse multicritère des technologies ainsi qu’une étude technico-économique pour l’installation

d’hydroliennes.


Île de Sein - Faisabilité des EMR

Sommaire Introduction ............................................................................................................................................. 2

Le contexte insulaire ............................................................................................................................... 4

Analyse socio-économique de l’île ...................................................................................................... 4

Contexte législatif et réglementaire .................................................................................................... 5

Description du système électrique ...................................................................................................... 8

Choix des technologies .......................................................................................................................... 12

Contraintes propres à chaque technologie ....................................................................................... 12

Éolien offshore posé .......................................................................................................................... 13

Houlomoteur ..................................................................................................................................... 14

L’hydrolien ......................................................................................................................................... 14

Potentiel hydrolien ................................................................................................................................ 15

Origine des données .......................................................................................................................... 15

Contraintes réglementaires ............................................................................................................... 16

Activités de pêche ............................................................................................................................. 17

Evaluation des courants .................................................................................................................... 17

Sélection de sites propices ................................................................................................................ 19

Vérification de la nature du fond ...................................................................................................... 20

Calcul du productible et définition des caractéristiques hydroliennes ............................................. 20

Scénarii d’investissement .................................................................................................................. 23

Conclusion ............................................................................................................................................. 27

Bibliographie.......................................................................................................................................... 28

Glossaire ................................................................................................................................................ 29

Liste des figures ..................................................................................................................................... 29

Liste des tableaux .................................................................................................................................. 30

Annexes ................................................................................................................................................. 30

Calcul de la série de courants de marée ........................................................................................... 30


Le contexte insulaire


Analyse socio-économique de l’île L’île de Sein est une des îles bretonnes faisant partie des îles de Ponant. Cette association regroupe

15 îles de la façade atlantique et manche. Elles ont la particularité de ne pas être raccordées au

continent par une voie de communication, d’avoir une population permanente et un statut de

collectivité locale. L’île de Sein se situe au large de la pointe du Raz à 8 km des côtes, une surface de

58 ha, une longueur de 1,8 km et une largeur maximale de 0,5 km.

Figure 1 : Position géographique Île de Sein

En lien direct avec la légende d’Ys, ville engloutie, Sein est sujet aux submersions lors de grandes

tempêtes Son point culminant se situe à 9 m et son niveau moyen à 1.5 m. Cependant, le risque

majeur pour l’île est son dépeuplement. Sa problématique principale le maintien de sa communauté

(1).

En effet d’une population autour de 1300 habitants vers 1936, elle est passée à une population de

835 habitants en 1968 pour atteindre aujourd’hui 214 habitants. Le déclin de la population est

principalement dû à la raréfaction de la ressource en langouste (2). Le nombre de résidences

principales a logiquement suivi ce déclin. En 2008, les résidences secondaires représentaient un peu

plus de 60 % des logements soit une augmentation de 10 % par rapport à 1999, montrant

l’importance toujours plus importante du tourisme dans les activités de l’île.

Au 31 décembre 2009, il existait 26 entreprises ou établissements actifs sur l’île. Ces entreprises

étaient principalement liées au commerce et au tourisme : alimentation, restaurant, café, hôtel.

D’autres services de proximité sont également présents : postes, banques et services de santé. Une

partie de l’activité économique était tirée par la collectivité : école, phares et balises, municipalité.

Enfin un ostréiculteur est implanté sur Sein et un fileyeur travaille une partie de l’année depuis Sein.

Des zones de cantonnement ont été créées pour les crustacés au niveau de la chaussée. Il faut

©SHOM



espérer que le renouvellement de la ressource permettra l’installation de pêcheurs dans le futur (2).

L’île est reliée au continent par la compagnie Penn ar Bed qui effectue une rotation par jour en hiver

et six l’été.

En 2008 136 foyers fiscaux ont déclaré leurs revenus sur l’île. Le revenu moyen était de 15 406€.

(27 996€ pour 48 foyers imposables et 8 538 € pour 88 foyers non imposables). En France, en 2008, il

était de 21 930 €. Les revenus des habitants de l’île sont donc plus modestes que sur le continent ce

qui pourrait poser un problème pour les capacités d’investissement citoyen.

Contexte législatif et réglementaire

Contexte général pour l’électricité

L’île de Sein n’est pas reliée au continent électriquement. Elle fait partie des ZNI (zones non

interconnectées) introduites par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et

au développement du service public de l'électricité : Corse, DOM, Saint-Martin, Saint-Barthélemy,

Saint-Pierre et Miquelon et îles bretonnes des Glénan, Ouessant, Molène et Sein (3). Ces territoires

bénéficient d’un régime dérogatoire au droit communautaire au titre des petits systèmes isolés.

En effet, contrairement au territoire métropolitain, les activités de distributeur et de fournisseur ne

sont pas séparées de celle de production conformément à l’article L121-4 du code de l’énergie. Cette

mission est confiée à EDF via sa filiale EDF SEI (système énergétique insulaire).

Sur l’île de Sein, SEI est le propriétaire des installations de production et délègue l’exploitation par un

contrat de prestation à ERDF. Le réseau de distribution appartient à la commune. Celle-ci est

adhérente du SDEF (syndicat départemental d’énergie et d’équipement du Finistère) qui gère son

pouvoir concédant. La gestion et l’exploitation du réseau sont confiées à ERDF.

Au titre de la péréquation et des missions de service public, les surcoûts sont compensés par la

contribution au service publique de l’électricité (CSPE). Cette contribution est définie par les articles L

121-6 à L 121-20 du code de l’énergie. La compensation de charges imputables aux surcoûts de

production spécifiques aux ZNI est définie à l’alinéa 2 du L 121-7.

Limitation de la production électrique

La somme des puissances actives des moyens de production utilisant une énergie fatale et aléatoire

est limitée à 30 % de la puissance active totale transitant sur le réseau. Cette disposition concerne

toutes les installations dont la puissance maximale est supérieure à 3 kVA - arrêté du 24 novembre

2010 – article 1er.

Suivant le deuxième article de cet arrêté, il est envisageable d’injecter plus de 30 % suivant deux

conditions. La puissance de l’installation doit être supérieure à 100 kVA. Cette installation doit être

dotée de moyens de stockage répondant aux prescriptions techniques de l’arrêté du 23 avril 2008 –

article 21.

La notion d’énergie fatale et aléatoire dans l’arrêté du 23 avril 2008 est associée à l’énergie éolienne

et photovoltaïque. L’énergie des courants de marée est certes fatale mais non aléatoire car

prévisible. La limitation de la production ne devrait donc pas concerner ce type de production. En

revanche, l’énergie de la houle a un caractère moins prévisible et pourrait être concernée.



Exemples d’autres projets insulaires

Il n’y a pas de stockage d’énergie sur l’île. Le développement des ENR est donc limité par les 30%.

Cependant une réflexion est menée pour essayer d’utiliser au mieux l’Osmoseur (équipement

permettant la production d’eau potable) afin de lisser les appels de puissance et rendre le réseau

plus intelligent à l’exemple d’autres îles comme :

Le projet ADDRESS îles bretonnes de Houat et Hoëdic-juin 2008,

Le projet Pégase à La Réunion.

À l’étranger, il existe aussi des projets d’autonomie énergétique. Par exemple, l’Ile d’El Hierro aux

Canaries qui vise 100 % d’ENR avec l’aide de STEP (station de transfert d'énergie par pompage) ou

bien l’île de Samso au Danemark qui s’approvisionne en 100 % ENR (export du surplus d’énergie sur

le continent – import quand la production est trop faible).

Protection environnementale

L’Île de Sein est déclarée en SIC (site d’importance communautaire) (4) par la décision de la

commission du 12 décembre 2008 au titre de la directive 92/43/CEE concernant la conservation des

habitats. Cette directive vise à protéger les habitats d’intérêt communautaire et les espèces

remarquables pour leur rareté, leur rôle écologique ou leur valeur symbolique dans les neuf régions

biodémographiques de l’Europe. Elle intègre ainsi le réseau Natura 2000. Toute l’île n’est pas

classée : la zone artisanale et le village sont libres de classement.

L’Île de Sein n’est pas classée au titre des ZPS (Zones de protection spéciale) qui concernent la

directive Oiseaux de 1979 (4). Elle n’est pas non plus classée au titre de ZNIEF (Zones Naturelles

d'Intérêt Ecologique Faunistique et Floristique) (4).

Depuis la loi du 14 avril 2006 relative aux parcs naturels et le décret du 28 septembre 2007, le PNMI

(Parc Naturel Marin d’Iroise) existe. Il s’étend sur 3500 km² de l’Île de Ouessant au nord à l’Île de Sein

au sud et depuis le littoral de la pointe Bretagne jusqu’à la limite des eaux territoriales.

Figure 2 : Carte du Parc Naturel Marin d'Iroise



Le parc est géré par deux instances : l’AAMP (agence des aires marines protégées) en appui

technique, administratif et scientifique ; et le conseil de gestion, organe de décision (5). L’installation

de dispositifs EMR n’est pas interdite dans le PNMI à l’exemple du projet Sabella dans le Fromveur

(6). Par ailleurs, l’AAMP qui gère le parc est partenaire de MERIFIC. L’un des objectifs du PNMI est de

promouvoir le développement durable. L’installation d’ENR sur les îles participe à cet objectif. Il est

par contre nécessaire de conduire des EIE plus poussées. Celles-ci devront être validées par le conseil

scientifique du PNMI.

Protection paysagère et historique

Par le décret du 7 janvier 1980 (7), le DPM (Domaine Public Maritime) sur une largeur de 1000 m et

l’île de Sein hormis deux zones sont ajoutés à la liste des sites naturels classés au titre de la loi du 2

mai 1930. Les deux zones correspondant au bourg et à la zone artisanale sont ajoutées sur la liste des

monuments inscrits par le décret du 26 avril 1981. La loi du 2 mai 1930 vise à la protection des

monuments naturels et culturels. Le classement indique une très grande valeur patrimoniale et

implique une politique de préservation rigoureuse. Toute modification dépend du préfet du

département ou du ministre de l’écologie après avis des architectes des bâtiments de France (ABF),

de la DREAL (Direction Régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement) et souvent

de la Commission Départementale de la Nature, des Paysages et des Sites (CDNPS). L’inscription

indique une surveillance particulière mais plus souple (les travaux sont soumis à avis simple des ABF).

Figure 3 : Classement île de sein - loi 1930

Un monument historique est classé : deux menhirs dit « Les Causeurs » situé au pied de l’église. Deux

monuments sont inscrits sur la liste : les anciens abris du marin aux 34 et 35 quai des Paimpolais non

loin du Men Brial (8). D’autre part, la municipalité est adhérente à l’association des plus beaux

villages de France ce qui l’oblige à respecter un certain nombre de critères en terme d’urbanisme.

Relation région Bretagne

La région a signé une convention avec l’association des îles du Ponant visant à un développement durable des îles. L’article 4 signale que les projets soutenus dans ce cadre doivent par conséquent



contribuer au maintien d’une population active sur les îles ainsi qu’à la préservation de l’environnement insulaire.

Cette convention stipule à l’article 5 que la région est prête à soutenir les projets visant la performance environnementale et énergétique pour les équipements. Ils doivent également prendre en compte la participation des habitants et permettre de développer le lien social. Les projets concernés sont ceux qui visent à la réduction de la dépendance énergétique des îles (évaluation des besoins énergétiques, mise en œuvre des actions d’économies d’énergie et promotion de l’autonomie en développant les énergies renouvelables). La dotation globale pour cette convention est 3 400 000 € (9).

Description du système électrique

Fonctionnement

La fourniture d’électricité est assurée par 3 groupes électrogènes (2 de 360 KVA et 1 de 240 KVA). Le

remplacement du dernier groupe date de 2009. Le prochain remplacement est prévu pour 2014. Les

groupes sont fournis par SDMO qui en effectue également la maintenance via BES (10).

L’île consomme suivant la vigueur de l’hiver entre 390 et 420 m3 de fioul par an. La centrale se situe

dans une salle des machines du phare. Le fioul est acheminé par bateau et déchargé au niveau du

lieu-dit des cabanes (cuve de 50 m3). Il est ensuite transporté jusqu’à la cuve du phare (3 m3) par

citerne (2).

L’évacuation de l’énergie se fait via un transformateur 400V/10KV d’une puissance de 630KVA vers

une ligne HTA de 10 KV enterrée et longue de 2,4 km. Cette ligne dessert 3 postes de distribution : un

poste pour l’écloserie (bâtiment renfermant l’osmoseur) et deux postes pour le réseau BT du bourg.

Les pertes globales du système s’élèvent à 9.8 % (11). Elles comprennent les pertes de distribution, le

fonctionnement des auxiliaires et la consommation du phare (en échange de la surveillance par les

gardiens du phare, l’électricité est fournie gratuitement au phare).

Sur la période 2002-2003, une étude menée par Transénergie a conduit à des actions de maîtrise de

l’énergie (ampoule basse consommation, changement d’osmoseur, remplacement appareils froids).

Ces actions ont entraîné une baisse de consommation dans un premier temps mais elle a aujourd’hui

retrouvé son niveau antérieur. La consommation s’établissait à 1447 MWh (11) en 2003 pour 1462

MWh en 2010. La baisse de consommation attendue n’a pas eu lieu. Or dans un contexte

d’enchérissement des énergies fossiles, le montant de la CSPE devrait continuer à augmenter et

rendre l’île de plus en plus dépendante financièrement. L’introduction d’énergies renouvelables dans

le mix de l’île pourrait lui permettre de regagner en autonomie autant d’un point de vue physique

que d’un point de vue financier.

Coût du MWh sur l’île de Sein

La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) calcule le surcoût du MWh pour déterminer le

montant de la CSPE reversé à EDF. Mais il est agrégé entre différentes îles. La CRE nous a donc fourni

une estimation calculée à partir de la puissance installée sur l’île (12). Les consommations de 2010

correspondent à celles fournies par EDF SEI (10) à 1 MWh près. Nous pouvons donc considérer ces

valeurs comme proche de la réalité.



Année 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Energie Produite (MWh)

1425 1482 1432 1355 1464 1394 1462

Compensation (k€)

390 410 520 340 430 370 350

Figure 4 : consommation et compensation île de Sein 2004-2010

Le montant de la CSPE correspond aux surcoûts de production dans une ZNI. Ces surcoûts sont

calculés par rapport aux prix du marché de l’électricité (Article L121-7 du code de l’énergie). Aussi,

nous avons utilisé le prix future EPD 2011 en base pour la France (13) comme prix de référence. Ce

prix est peu volatile. Il correspond aux achats à termes et à la valeur d’équilibre du MWh en dehors

des contingences temporelles (vague de froid, panne de centrale). Il indique bien la tendance du prix

d’électricité contrairement aux prix sur le marché spot qui peuvent être très élevés ou très faibles. Le

surcoût unitaire est calculé à partir de la compensation totale et du volume de production en 2010

(350 000 /1462).

Coût unitaire

(€/MWh) Production

(MWh) Coût total

(€)

Coût référence 55.1 1462 80 556 €

Surcoût à partir CSPE 239.4 1462 350 000 €

Coût total pour Sein 294.5 1462 430 556 €

Tableau 1 : Calcul du coût de production du MWh

Le coût de production pour l’île de Sein en 2010 est donc estimé à 294.5 €/MWh (coût moyen +

compensation du surcoût). Ce coût est élevé mais le raccordement de l’île au continent impliquerait

l’installation d’un câble d’environ 12 km de long. Les conditions du raz de sein impliquent une

installation assez complexe et des protections de câble renforcées. Son coût serait de l’ordre de 6 M€

(500 k€/km) soit l’équivalent de 15 ans de production à partir du système actuel.

Afin de déterminer l’impact des EMR dans le système électrique de Sein, il nous faut déterminer les

différents coûts. Nous nous sommes appuyés sur les coûts d’exploitation donnés dans (11) en 2002

parce que le système est resté relativement stable. En effet, le principal changement est celui d’un

des groupes.

Coût d’exploitation (€/an)

Répartition des coûts d’exploitation (%)

Coût / kWh produit (c€/kWh)

Main d'œuvre 25 411 10% 1.8

Gasoil 183 462 73% 12.7

Matériel 18 556 7% 1.3

Entreprise 4 826 2% 0.3

Equipement et autres 18 730 7% 1.3

Total 250 985 100% 17.3

Tableau 2 : Coûts d'exploitation 2002

Les coûts d’exploitation sont très dépendants du coût du fioul (73%). Or, entre 2002 et 2012, le prix

du fioul a été multiplié par un peu plus de 2,6 (14). Une manière simple de faire l’estimation des



coûts en 2012 est d’intégrer l’inflation entre 2002 et 2012 (17,8 % source Insee) ainsi que d’intégrer

l’augmentation du coût du fioul. Par cette méthode, nous obtenions un coût d’exploitation de plus

de 365 €/MWh donc très supérieur au coût de production. Aussi nous avons affiné le coût du fioul.

Libellé Valeur Unité

Coût estimé en 2002 43.7 c€/l

Prix DIREM 2002 22.8 c€/l

Cout livraison 2002 20.9 c€/l

Prix DIREM 2010 54.2 c€/l

Coût livraison 2010 24.6 c€/l

Coût estimé en 2010 78.8 c€/l

Rapport 2010/2002 1.80

Tableau 3 : Calcul du prix unitaire du fioul 2010

En 2002, le prix moyen C4 FOD HTT1 était de 22.8 c€/l. Arrivé sur l’île de Sein, il était estimé à 43.7

c€/l. Nous avons considéré que la différence était imputable aux coûts de livraison. À cette différence

nous avons appliqué l’indice d’inflation pour obtenir le coût de livraison 2010 puis nous avons ajouté

le prix DIREM 2010 pour obtenir le coût estimé en 2010 : 78.8 c€/l. Ensuite nous avons recalculé les

coûts d’exploitation pour 2010 en appliquant le coût 2010 à la consommation (390 m3) et l’inflation

sur les autres coûts. Par rapport au tableau précédent, nous avons calculé les coûts en fonction des

MWh produits et non en fonction des kWh afin de les comparer au coût de production totale.

Coût d’exploitation (€/an)

Répartition des coûts d’exploitation (%)

Coût / MWh produit (€/MWh)

Main d'œuvre 29934 8% 20.8

Gasoil 307399 79% 213.2

Matériel 21859 6% 15.2

Entreprise 5685 1% 3.9

Equipement et autres

22064 6% 15.3

Total 386941 100% 268.3

Tableau 4 : Coûts d'exploitation 2010

La part du gasoil a logiquement augmenté représentant 79% des coûts. Nous calculons par la suite

les coûts d’investissement (CAPEX).

€/MWh Part

Coût de production 294.5 100%

Coût d'exploitation 268.3 91%

Coût d'investissement 26.2 9%

Tableau 5 : Répartition des coûts Capex/Opex

Émission carbone 2011

La production d’électricité par groupe électrogène alimenté au fioul est émettrice de CO2. Bien que

l’attribution des quotas d’émission ne concerne que les installations supérieures à 20 MW (PNAQ-II),

1 Nous nous sommes basé sur une hypothèse d’utilisation de fioul domestique en grande livraison. En effet

l’étude de 2002 ne faisait pas de différence entre les volumes livrés à destination de la centrale ou des particuliers.



nous avons estimé le volume émis ainsi que sa valorisation dans le cas d’un achat de droit à polluer.

Le facteur de conversion du volume de fioul en TEP (tonne d’équivalent pétrole) est celui utilisé par

l’INSEE pour l’enquête SESSI. Le facteur d’émission est donné par l’Ademe : coefficient Gazole/FOD

(15). Le prix de la tonne de CO2 correspond à la tendance mars 2012 sur la bourse d’échange

bluenext.

Libellé Valeur Unité Opération

Production électricité 2010 1462 MWh (1)

Consommation fioul 2010 390 m3 (2)

Facteur fioul/tep 0.847 (3)

Tep 2011 330 tep (4) = (3) x (2)

Facteur émission 3150 kgCO2/tep (5)

CO2 émis 1041 t/an (6) = (4) x (5)

Tonne CO2/MWh 0.71 t/MWh (7) = (6) : (1)

Prix t CO2 10 €/t (8)

Coût 10405 € /an (9) = (8) x (6)

Coût / MWh 7.1 €/MWh (10) = (9) : (1)

Tableau 6 : Emission carbone

La prise en compte de l’externalité CO2 donnerait lieu à un surcoût de 10 405 € soit 7.1 €/MWh. Il

faut noter que le prix d’échange de la tonne de CO2 a beaucoup baissé en Europe. Lorsque qu’une loi

pour une taxe carbone fut évoquée par le gouvernement français, celle-ci au départ devait être de 17

€ et augmenter progressivement par la suite. Quoiqu’il en soit, dans les conditions actuelles, la prise

en compte des émissions carbones impliquerait un coût du MWh légèrement supérieur à 300€.

Consommation et courbe de puissance

Figure 5 : Monotones de consommation

moyenne médiane maximum minimum

2012 215 206 407 105

2011 157 147 445 57

2010 176 164 457 53

2010-2012 170 160 457 53

Réduit 30% 51 48 137 16

Tableau 7 : Appel de puissance

0

100

200

300

400

500

0.1 1 10 100 1000 10000

2011 Temps cumulé 2010 Temps cumulé


Choix des technologies

Les données sont différentes entre les années car nous n’avons pas les mêmes durées

d’enregistrement. (scr : ERDF – données confidentielles). La pointe est fonction du nombre de

résidents (vacances de fin d’année et week-ends par exemple) et des températures. Les monotones

nous indiquent un appel de puissance au-delà de 400 kW pendant une dizaine d’heures. La moitié de

l’année, la puissance appelée est supérieure à 160 kW et pendant un peu moins de 2000 heures, la

puissance est inférieure à 100 kW. Aussi, sans modification du système électrique (délestage, module

de stockage), il apparaît difficile de couvrir l’ensemble des consommations uniquement à l’aide

d’énergies marines renouvelables dans des conditions financières acceptables.


Contraintes propres à chaque technologie Chaque technologie énergies marines renouvelables implique des contraintes différentes. Le tableau

ci-dessous regroupe une liste non-exhaustive des contraintes croisées par technologie. Cette

première approche permet une comparaison des technologies et de leur adéquation par rapport à

certaines problématiques propres à l’île de Sein (investissement citoyen, impact environnemental,

autonomie…). Les contraintes lorsqu’elles sont de couleur verte soulignent un point positif en termes

de faisabilité ou contrainte ; celles de couleur jaune des points potentiellement limitatifs ou à

prendre en compte avec finesse et enfin de couleur orange un impact négatif sur la faisabilité.

Petit hydrolien Hydrolien Houlomoteur Éolien offshore posé

Ressource fort courant autour de Sein

fort courant autour de Sein

grosse houle de SO - 40 kW/m carte Cetmef dans B.Multon

bon gisement 8m/s mais exposé à la houle

Bathymétrie le courant souvent à 0-10m

peu de surface profonde > 10 m

un plateau 20-30 m prèsîile puis 30-50 m de profondeur

un plateau entre 30 m et 50 m mais assez proche côte

Nature de fond roche roche zone sédimentaire et rocheuse

nature variable sur les zones potentielles

Distance de raccordement

0,5 km 4-5 km 1-2 km 7-8 km

Atterrage par rocher par sédiment par roche mais faible estran

par roche mais faible estran

Impact paysager non Non non oui mais hors zone protégée

Date de production optimiste

2016 2015

2015 (si démonstrateur) pas avant 2020 si industriel

2020 (si démarrage rapide d'un projet)

Validation technologique

non en cours non Oui

Investissement citoyen

oui - Investissement < million

Investissement de l'ordre du million d'euros

Investissement de l'ordre du million d'euros

Non - Investissement de l'ordre de la centaine de millions / du milliard d'euros



Petit hydrolien Hydrolien Houlomoteur Éolien offshore posé

Possibilité de développement économique pour l'île

faible redevance ou taxe pour collectivité, retombée dividendes si Invest. Citoyen - Maintenance possible sur île mais faible volume de travail

Retombée dividendes si Investissement citoyen, pas d'emploi - base maintenance à priori Brest

Dépend des projets. Pr un démonstrateur ou un parc possibilité base de maintenance à étudier pr création emplois locaux fonction immersion dispositif

Retombée d'une part de la taxe, possibilité base de maintenance à étudier. Problème aménagement du port.

Autonomie Non mais diminution import combustible - installation dizaine kW.

Électrique envisageable - installation 0.5 MW

Électrique et aide eau potable suivant technologie - Installation de 0.3 à 100 MW

Oui - Installation de l'ordre de plusieurs centaines MW

Réduction Emission CO2 de l’île

Oui Oui Oui Oui

Stockage Non nécessaire

Oui pour fournir entre flot et jusant - étude en cours chez Sabella - Difficile pour une autonomie totale (période de mortes eaux)

Oui si petite installation - Pas vraiment nécessaire si parc raccordé au continent

Non

Nécessité de raccordement au continent

Non Non - Oui si parc Non si petite installation - Oui si parc

Oui

Impacts pêche Faible profondeur possible passage de ligneurs - caseyeurs

Possible passage de ligneurs - caseyeurs

Potentiel Oui pour fileyeurs mais pêche moins fragile que ligneurs

Connaissance impacts environnement

Inconnus - Vérification que les passes et zones de faibles profondeur ne soient pas des zones d'habitats d'espèces remarquables (cétacés, crustacés, bar…). Rédaction d'une note d'impact et non d'une EIE.

En cours de connaissance - Nécessité de vérifier les espèces benthiques. Impact oiseaux plongeurs sera connu avec le projet D10 Fromveur

Les impacts dépendent des technologies. Posé au fond - flottant. La dimension des projets permettra la rédaction dEIE.

De mieux en mieux connus. Possibilité de sortir du PNMI

Possibilité d'être choisi pour un démonstrateur ou une ferme pré-industrielle

Oui

Très peu probable (2 sites prévus en France : Fromveur, Bréhat) – les sites pré-industriels sont présentis en Normandie

Oui Non

Production prévisible Oui Oui Oui mais avec incertitude

Oui mais avec incertitude

Tableau 8 : Évaluation des contraintes

Aucune technologie ne se détache réellement. L’intérêt de chacune réside dans les impacts que l’on

souhaite mettre en avant et donc dépende de choix politiques.

Éolien offshore posé Il est possible d’installer des éoliennes offshores au large de Sein du fait des faibles fonds notamment

au sud. L’installation ne sera pas aisée à cause des fortes houles. L’impact paysager ne sera pas nul et



la dimension des projets écarte d’emblée la possibilité d’un investissement citoyen. Par contre le

principal intérêt du projet pourrait être la création de revenus pour la municipalité via la taxe

éolienne (13 623€/MW à répartir entre différentes collectivités) ainsi que la possibilité d’un

raccordement au continent répondant ainsi au souhait de limiter les émissions carbones de l’île.

D’autre part, l’installation d’une base de maintenance avancée n’est pas à écarter en fonction des

possibilités d’accueil du port (accessibilité 24/24) et pourrait répondre aux problématiques de

développement socio-économique de l’île.

Houlomoteur Sein reçoit directement des houles sud-ouest traversant l’Atlantique. Elle est donc dotée d’un fort

potentiel concernant l’énergie de la houle. Les technologies l’exploitant ne sont pas encore abouties

(premier parc à l’horizon 2025). Il faut envisager deux schémas d’installation.

Le premier serait similaire à celui de l’éolien offshore en prévoyant d’installer une ferme industrielle

ou un parc préindustriel à proximité de l’île de Sein avec un raccordement au continent. Là aussi, les

principaux avantages seraient la fin d’une production électrique carbonée, une base maintenance en

fonction des capacités d’aménagement du port et un probable afflux de tourisme industriel (fonction

de l’immersion des dispositifs).

Le second schéma est celui de l’installation d’un dispositif d’une taille similaire à celui des premiers

démonstrateurs. Ils développent des puissances de l’ordre de celui du réseau électrique de l’île

(Exemple du Wave Roller de 300 kW). Adossé à un système de stockage, ce type de démonstrateur

pourrait fournir environ la moitié de l’électricité (base 2200 heures équivalentes.). L’étude (16)

modélisant une CAER (Cellule à Autonomie Energétique Renforcée) sur l’île d’Yeu a montré

l’avantage d’introduire ce type de système en complément du solaire et de l’éolien2. La production

houlomotrice pourra être une brique supplémentaire à envisager à plus long terme dans les

réflexions qui sont actuellement menées sur l’installation d’éoliennes onshore. De plus, la dimension

de cette solution ouvre une porte à un investissement citoyen. Enfin, certaines technologies utilisent

de l’eau sous pression permettant ainsi de produire de l’eau potable et de l’électricité (CETO projet

DCNS EDF à la Réunion). Elles pourront être envisagées lorsqu’il faudra remplacer l’osmoseur.

L’hydrolien Au sein des EMR, l’hydrolien est la technologie qui conjugue la plus grande maturité technologique et

la plus grande acceptabilité sociale. Le raz de Sein est connu pour ses forts courants.

Malheureusement, la faible bathymétrie autour de l’île restreint fortement les zones d’installation

pour le grand hydrolien. Pour des raisons de sécurité, il est nécessaire de laisser une quinzaine de

mètres entre le point haut de l’hydrolienne et la surface.

L’installation d’hydroliennes de puissance similaire au réseau pourrait être intéressante mais il ne

faut pas envisager l’autonomie électrique grâce à cet unique moyen de production. En effet, les

phénomènes de vives eaux et mortes eaux entraînent des périodes sans production. Une autonomie

nécessiterait un système de stockage non soutenable financièrement. Par contre, l’intégration de

cette solution avec une gestion intelligente des consommations (par exemple l’osmoseur 17% de

l’électricité en 2003 (11)) associé à un système de stockage journalier pourrait permettre d’intégrer

2 Cette étude modélise également un système en autonomie totale avec des ENR mais indique également que

le raccordement à un réseau est presque nécessaire pour éviter des coûts de stockage trop importants.



une puissance assez conséquente. Les courants de marée sont prédictibles. Il est donc possible de

s’affranchir de la limite de 30 % de production ENR et ainsi contribuer grandement à la dé-

carbonisation de l’électricité de l’île.

La construction d’une ferme de puissance très supérieure au besoin du réseau de l’île de Sein peut

être envisagée en pensant à un raccordement électrique entre l’île et le continent. Les retombées

économiques pour le territoire de Sein seront faibles hormis en cas d’un montage financier

permettant d’inclure de l’investissement local. Cependant cette solution permettrait de

complétement décarboner l’électricité de l’île, de potentiellement réduire ses coûts de production et

donc d’intéresser la CRE.

Enfin, il ne faut pas écarter les solutions du petit hydrolien développées pour les milieux estuariens.

Ces solutions sont de dimensions moindres. Elles permettent une installation dans des zones moins

profondes. Leurs dimensions permettent d’envisager des moyens de manutention et maintenance

qui correspondent à l’échelle du port de l’île. En outre, elles pourraient générer une activité

économique locale en cas d’installations multiples. Les niveaux de puissance de l’ordre de la dizaine

de kW permettent une intégration aisée sur le réseau de l’île. D’autre part, les investissements sont

moins lourds (taille des machines, distance de raccordement plus courte) et donc accessibles à un

montage par investissement citoyen. Cette solution combine au mieux l’ensemble des

problématiques : environnementale (décarboner l’électricité de l’île), créer des retombées

économiques locales et permettre un investissement citoyen. Par contre, peu de données techniques

et économiques existent. Les modèles restent à développer pour démontrer que les coûts plus élevés

de ces solutions sont couverts par leurs avantages.

Potentiel hydrolien Au cours de cette étude, nous souhaitions déterminer les potentiels de différentes sources d’énergie.

Le potentiel éolien est aujourd’hui en cours d’évaluation via une étude pour l’éolien terrestre. Le

potentiel houlomoteur a été évalué à grande échelle. Mais pour déterminer le potentiel d’un site

particulier et sa production, il faut travailler à partir d’une série de mesures liant la hauteur

significative et la période des vagues. Ces deux valeurs permettent de calculer la puissance et

l’énergie que peut produire un dispositif houlomoteur. Pour estimer un productible, il faut donc

disposer d’une série temporelle propre au site et des caractéristiques de réponses du dispositif. Nous

n’avons pas trouvé de données suffisamment fiables pour qu’elles soient significatives de l’île. Nous

nous sommes donc concentré sur le potentiel hydrolien afin de déterminer l’emplacement d’un site

exploitable.

Origine des données Les données sont des données en libre accès. La carte de bathymétrie a été reconstituée à partir de

copies d’écran du géoportail et géo-référencée par la suite. Les chenaux de navigation reprennent les

zones de navigation marquées sur la carte SHOM ainsi que les zones d’approche du port. Les

données réglementaires et géologiques sont issues des portails géographiques des administrations

(sextant, Dreal). Le zonage des courants de forte intensité a été fait à partir de deux cartes de

courants Previmer pour des coefficients de 95 (flot et jusant).


Potentiel hydrolien

Le calcul du productible est effectué par l’intermédiaire de l’annuaire des marées associé à la carte

SHOM des courants (17). Ce calcul est détaillé en annexe. Pour effectuer les calculs de productible,

un coefficient Cp utilisé est 0.37. Sa cohérence a été vérifiée auprès de fabricants d’hydrolienne

verticale.

Il faut bien garder à l’esprit que l’utilisation de ces données doit permettre l’estimation d’un site et

d’un productible. Elles comportent des simplifications et des imprécisions. L’utilisation des résultats

doit donc se faire avec un œil critique.

Contraintes réglementaires Considérant qu’au-delà de 10 km, les projets n’auraient pas d’intérêt pour l’île, nous avons limité la

reconstitution de la bathymétrie à cette limite. Le premier enseignement de cette carte est

l’importance de la surface de l’estran et des surfaces entre 0 et 10 m de profondeur ainsi que la

proximité de zones assez profondes au sud de l’île.

Remarque :

Il n’existe pas à proprement parler de chenaux de navigation règlementée au niveau du raz de sein. Il

s’agit plus de voies de navigation. Rien n’interdit de proposer une installation dans ces zones mais

l’instruction du projet risque d’être plus difficile. Nous nous sommes donc interdit ces zones.

Figure 6 : Carte des contraintes réglementaires à 10 km - île de sein



Activités de pêche

Figure 7 : Activité de pêche en mer d'Iroise

À partir de cette carte du laboratoire Géomer, on peut remarquer que le chalutage ne sera pas

impacté par des installations EMR autour et proche de l’île. Cependant la zone autour de Sein est

fréquentée par d’autres pêches (fileyeurs par exemple) dont une pêche à forte valeur ajoutée : les

ligneurs. Cette pêche est restreinte à quelques zones précises et est très vite impactée si une vaste

zone est interdite. D’autre part, c’est un mode de pêche durable puisqu’il a un faible impact sur la

ressource et qu’il la sélectionne très bien. Le PNMI aura un regard très attentif à cette question.

Evaluation des courants L’évaluation des courants a été réalisé à partir de cartes Previmer à un coefficient de 95. Une

première carte avec le flot est réalisée, une seconde avec le jusant et enfin une troisième par

intersection des deux premières. Ainsi les zones de courants les plus forts sont localisées.

Cette première approche permet une localisation grossière. Dans un deuxième temps, il faudrait

utiliser un plus grand nombre de croisements pour minimiser les effets de vents locaux ou de houles

sur le modèle. Dans tous les cas, une campagne de mesure avec un ADCP (Acoustic Doppler Current

Profiler) par exemple devrait venir confirmer les calculs.


Potentiel hydrolien

Figure 8 : carte des courants en flot

Figure 9 : Carte des courants en jusant - coef 95



Figure 10 : Carte amplitude des courants - coef 95

Les zones de forts courants se déplacent. Peu de zones disposent d’un courant fort au flot et au

jusant. L’échelle de couleur indique l’amplitude des courants en cumulé.

Sélection de sites propices

Figure 11 : Zone propice à l'installation


Potentiel hydrolien

Sur la carte précédente, nous avons croisé les différentes couches de contraintes. La zone dont le

potentiel énergétique est le plus fort se situe sur les voies de navigation. En croisant les couches,

nous obtenons la sélection de la zone propice à l’installation d’une hydrolienne. Nous avons

sélectionné deux zones.

La plus éloignée (bordure rouge) pourrait convenir à l’installation d’hydrolienne de taille importante.

Elle est située à moins de 5 km de l’île et dans une zone de 20 à 30 m de profondeur. La seconde

(bordure orange) est beaucoup moins énergétique mais étant très proche de l’île, moins d’un

kilomètre, et dans une zone peu profonde entre 0 et 10 m, elle pourrait convenir à l’installation

d’hydrolienne de type estuarien.

Enfin pour un projet houlomoteur de type nearshore, les zones au sud de l’île d’une profondeur

comprise entre 20 et 30 m sont idéalement rapprochées (1 à 2 km) et reçoivent directement les

houles SO. Elles pourraient constituer une zone de développement pour des dispositifs immergés.

Vérification de la nature du fond Enfin pour imaginer les zones d’atterrage, il est intéressant d’examiner la nature des fonds. Nous

remarquons sur la plage à proximité du phare une zone de sédiments, une autre existe également

autour du port qui pourrait permettre un atterrage plus simple.

Figure 12 : Nature des fonds

Calcul du productible et définition des caractéristiques hydroliennes À partir de la série des vitesses de courant telle que calculée en annexe, il est possible d’estimer la

production du site. Pour obtenir une estimation fiable, il faudrait l’étendre à plusieurs années (plus

de 18 ans) afin de prendre en compte les cycles les plus longs. L’objet de cette présente étude était

de donner une première estimation du productible. Aussi pour simplifier la manipulation des

données, nous avons limité la durée de notre série à 1 an et 3 mois.



Pour calculer les puissances à chacun de nos intervalles, nous avons utilisé la théorie de l’Actuator

Disk :

Où et dépend de la vitesse du courant. La puissance est nulle lorsque V est inférieure à

la vitesse de « Cut in » ici 1 m/s3. Les autres paramètres sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

Pour calculer l’énergie produite, il faut intégrer la puissance sur la durée de l’intervalle. L’ensemble

de la période (1 an et 3 mois) a été normalisé en une période d’un an.

Diamètre (m) 8 10 15

Cp 0.37 0.37 0.37

Aire (m²) 50.3 78.5 176.7

Cut In (m/s) 1.0 1.0 1.0

Puissance max (kW) 120.5 188.2 423.5

Puissance moyenne (kW) 11.9 18.6 41.9

Énergie produite / an (MWh) 109.3 170.8 384.3

Nbre heures équivalentes 907 907 907

Tableau 9 : Productible

Ces calculs ont été réalisés sans limitation de puissance. Suivant les courbes, la limitation de la

puissance n’entraînera pas une grande perte de production mais pourra permettre de diminuer

certains coûts et d’augmenter le facteur de charge. Nous présentons ci-dessous les résultats pour un

objectif de 2000 heures équivalentes pleines puissances. Une diminution de 58% de la puissance de

la génératrice entraîne seulement une perte de 8% de production.

Diamètre 8 10 15

Cut Off (kW) 50 78 177

Puissance moyenne (kW) 10.9 17.1 38.6

Énergie produite / an (MWh) 100.6 157.1 354.2

Nbre heures équivalentes 2012 2014 2002

Perte d'énergie 8.0% 8.0% 7.8%

Diminution puissance 58.5% 58.6% 58.2%

Figure 13 : Calcul des pertes par limitation de puissance

3 Nous avons fait l’hypothèse d’une valeur de « cut in » c’est-à-dire de démarrage de la production de 1 m/s car

c’est une valeur généralement admise par les fabricants de d’hydrolienne. Elle peut varier entre les constructeurs et les machines. Pour simplifier l’étude, nous n’avons utilisé qu’une valeur.


Potentiel hydrolien

Figure 14 : Courbes puissance/nbre d'heures équivalentes - Production cumulée

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Ene

rgie

(kW

h)

Puissance (kW)

81015

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Nb

re h

eu

res

éq

uiv

ale

nte

(h

)

Puissance (kW)

81015



Scénarii d’investissement

Scénario 1 – 30% de la puissance moyenne

Notre première hypothèse est l’installation d’une hydrolienne dont la puissance est équivalente à

30% de la puissance moyenne de production. Cette hypothèse permet d’envisager le respect de la

limitation à 30% de la puissance active la part de la production d’énergie renouvelable fatale. Cette

hydrolienne vient en complément des groupes électrogènes, c’est-à-dire qu’elle diminue leur

utilisation. Le scénario est basé sur une hydrolienne de 8m de diamètre d’une puissance nominale de

50 kW. A priori, ce scénario ne nécessite pas de modification du système électrique de l’île. La

puissance moyenne de l’hydrolienne correspond aux valeurs minimales du réseau.

Valeur Unité

Diamètre 8 M

Cut Off (kW) 50 kW

Puissance moyenne 10.9 kW

Énergie produite / an 100.6 MWh/an

Coûts variables

Gasoil 213.2 €/MWh

Matériel 15.2 €/MWh

Coûts évités 22970 €/an

Durée 20 Ans

Coût évités sur 20 ans 459408 €

Distance raccordement 5 Km

Coût au km 500000 €/km

Coût raccordement 2500000 €

Tableau 10: Coûts scénario 1

Les coûts évités correspondent aux coûts variables de la centrale électrique : gasoil et matériel (11).

Cependant les coûts de raccordement sont très élevés et couvrent quasiment 5 fois les coûts évités.

Cette solution n’est pas à retenir. Ce projet permettrait l’émission de 71,46 tonnes de CO2 par an.

Scénario 2 – 30 % de la production

Ce deuxième scénario se base sur une hypothèse de production de 30 % de l’électricité. Le système

envisagé correspond à 3 hydroliennes de 10 m de diamètre associées à un système de stockage

représentant 30% des coûts avec une constante de stockage de l’ordre de la journée. Trois groupes

sont installés sur l’île. L’un des groupes est installé en secours. Nous considérons que notre système

permettrait d’éviter le remplacement d’un des groupes en 2014.


Potentiel hydrolien

Valeur Unité

Production 2010 1462 MWh

Part hydrolien 30%

Production hydrolien 438.6 MWh

Coût MWh 294.5 €/MWh

Coût annuel 129168 €/an

Période 20 Ans

Enveloppe totale 2583354 €

Distance raccordement 5 Km

Coût au km 500000 €/km

Coût raccordement 2500000 €

Enveloppe sans raccordement 83354 €

Tableau 11 : Coûts scénario 2

Ce projet éviterait l’émission de 311 tonnes de CO2 par an. Mais comme pour le scénario 1, les coûts

de raccordement sont trop élevés pour rendre un projet économiquement intéressant. La somme

restante après retrait du budget raccordement ne permettrait même pas de couvrir les coûts

d’exploitation du parc hydrolien.

Scénario 3 – Raccordement de l’île via un parc hydrolien de taille importante

La zone sélectionnée constitue une zone d’environ 1 km sur 1 km. Le flux est bidirectionnel. Il est

alors possible d’écarter les hydroliennes de 3 diamètres dans le sens transverse et de 7 diamètres

dans le sens du flux. En partant sur une hypothèse d’une hydrolienne de diamètre 15 m avec

probable interdiction de la navigation sur la zone, nous estimons qu’il est possible d’installer 198

hydroliennes (9 x 22) sur la zone. Un parc d’une telle dimension demanderait un investissement trop

important. Aussi à partir du nombre d’hydroliennes nécessaires pour supporter les coûts de

raccordement nous avons calculé le prix d’achat permettant une rentabilité économique.

La part nécessaire pour le raccordement correspond à la moyenne constatée sur des projets éoliens

offshore. Le coût d’installation est proportionnel à la puissance installée. Les hydroliennes

sélectionnées ont une faible puissance comparée à leur taille. Pour prendre en compte cet aspect,

nous avons doublé les coûts d’installation prévus en phase industrielle (ligne 6). De même, la

multiplication des machines devrait entraîner une hausse des coûts d’exploitation aussi nous avons

augmenté la part des OPEX à 10% (ligne 16). Enfin pour le calcul de rentabilité économique, nous

avons repris le taux retenu lors de l’étude MDE (11) et allongé la durée d’actualisation en considérant

la durée probable du contrat d’achat.



Valeurs Unités Opérations

Distance raccordement 12 Km (1)

Câble € / km 500000 €/km (2)

Budget raccordement 6000000 € (3) = (1) x (2)

Part raccordement 13%

(4)

Budget parc 46153846 € (5) = (3) / (4)

Coût installation 6000 €/kW (6)

Taille parc 7692 kW (7) = (5) / (6)

Puissance hydrolienne 177 kW (8)

Nombre heures équivalentes 2002 H (9)

Production / hydrolienne 354354 kWh (10) = (9) x (7)

Nombre hydroliennes nécessaire pour raccordement

43.5

(11) = (7) / (8)

Nombre total d’hydroliennes 44

(12) = arrondi(11)

Puissance totale 7788 kW (13) = (8) x (12)

Production Parc 15591576 kWh (14) = (13) x (9)

Part Sein / Production totale 9.4%

(15) = 1 462 000 / (14)

Opex 10%

(16)

Taux actualisation 8%

(17)

Durée 20 ans (18)

Coefficient d'actualisation 8.56

Investissement 46728000 € (20) = (12) x (6)

Tarif d’achat 0.605 c€/kWh

Tableau 12 : Calcul tarif d’achat scénario 3

Pour permettre au projet de supporter le raccordement de l’île au continent, il faut envisager

l’implantation de 44 hydroliennes soit une puissance d’un peu plus de 7,7 MW pour une production

de 15 GWh. Le coût d’un tel projet est évalué à plus de 46 M€. Il nécessite pour être rentable un tarif

d’achat de 605 €/MWh soit un peu plus du double du coût de production actuel.

Ce projet permettrait d’arrêter la production sur l’île de Sein et donc d’éviter l’émission d’un peu plus

de 1000 tonnes de CO2 par an. Il permettrait en outre d’augmenter l’usage des autres formes

d’énergies renouvelables sur l’île (éolien, photovoltaïque) en levant la limite des 30%. Il serait

possible d’atteindre un équivalent d’autonomie énergétique notamment par l’utilisation du réseau

comme « moyen de stockage » tel que défini dans (16).

Pour lever la contrainte du tarif d’achat élevé, il faudrait envisager une installation sur les zones où

les courants sont beaucoup plus forts. Il serait ainsi possible d’augmenter le facteur de charge et la

puissance des hydroliennes. Or pour le raz de Sein, ces zones sont situées sous les voies de

navigation. En fonction de l’installation des premières fermes et de l’évolution de la réglementation,


Potentiel hydrolien

il sera peut être possible un jour d’installer des hydroliennes dans ces zones. L’énergie hydrolienne

aura sans doute alors un intérêt pour l’île de Sein.

Enfin, la filière hydrolienne est au début de son développement. Ses coûts devraient se réduire en

suivant une courbe d’apprentissage. En envisageant des hypothèses plus optimiste : coûts

d’installation à 3000 €/kW, OPEX à 8% et coûts de raccordement à 300000 €/km, le montant à

investir serait de l’ordre de 28 M€ pour un cout de 273€/MWh. Même si le coût est élevé, dans le

contexte insulaire il reste supportable. Il s’agira donc de suivre l’évolution de la filière.



Conclusion Les contraintes existantes sur ou autour de l’île de Sein ne sont pas des barrières à l’installation de

dispositifs EMR. Des zones propices à l’installation de ces technologies existent mais elles ne sont pas

toutes économiquement rentables.

L’hydrolien de grande dimension quelle que soit l’approche : 30% de la puissance, 30% de la

production ou l’installation d’une grande ferme de plusieurs MW reliée au continent n’est pas à

l’heure actuelle une technologie intéressante pour l’île de Sein. Cette affirmation est très

dépendante de deux coûts : celui du fioul et celui du raccordement. Les caractéristiques du petit

hydrolien sont intéressantes mais le peu de recul ne permet pas d’engager un investissement

citoyen. Cependant il faudrait évaluer le potentiel de la zone à l’Ouest du phare. La municipalité

aurait intérêt à se manifester auprès d’un développeur.

Un projet éolien offshore permettrait des retombées économiques et d’envisager un raccordement

au continent. En fonction de l’acceptabilité de modification du paysage par sa population, la

municipalité ne devrait pas hésiter à faire connaître son désir d’implantation pour voir désigner une

zone de développement lors d’un appel d’offres. Par contre, ce type de projet est très rarement

ouvert à de l’investissement local.

La technologie houlomotrice pourrait s’avérer très intéressante et permettre quelques retombées

économiques. Certains dispositifs offrent la possibilité de désaliniser l’eau de mer. Cette technologie

est encore en cours de développement et il est encore possible de devenir un site d’installation

préindustriel et de bénéficier à ce titre d’aides et ainsi rendre les projets plus acceptables

économiquement. Là encore, si la population le souhaite, il faut rendre public ce souhait et le

manifester auprès des développeurs de technologies pour qui un environnement social apaisé est un

facteur de réussite important.

Enfin, hormis pour le petit hydrolien, il semble très difficile de créer des montages financiers avec

investissement citoyen. Par contre, profiter de l’implantation d’un projet EMR non loin de l’île pour

demander son raccordement pourrait être une stratégie permettant de lever la contrainte des 30%

de puissance et permettre à de nombreux projets iliens de se développer.


Bibliographie

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http://climat.meteofrance.com/chgt_climat2/bilans_climatiques.

Glossaire AAMP : l’Agence des Aires Marines Protégées ABF : Architectes des bâtiments de France CAER : Cellule à Autonomie Energétique Renforcée CDNPS : Commission Départementale de la Nature, des Paysages et des Sites CRE : Commission de Régulation de l’Energie CSPE : Contribution au Service Public de l’Energie DIREM : Direction des Ressources Energétiques et Minérales DPM : Domaine Public Maritime DREAL : Direction Régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement EDF SEI : EDF Système Energétique Insulaire EIE : Etudes d’Impacts Environnementales ENR : Energies Nouvelles Renouvelables PNMI : Parc National Marin d’Iroise MDE : Maitrise de la Demande Energétique MERIFIC : projet européen des territoires périphériques de l’Europe sur l’émergence des EMR. SDEF : Syndicat Départemental d’Energie et d’Equipement du Finistère SIC : Site d’Importance Communautaire STEP : station de transfert d'énergie par pompage TEP : tonne équivalent pétrole ZNI : Zone Non Interconnectée ZNIEF : Zones Naturelles d'Intérêt Ecologique Faunistique et Floristique ZPS : Zone de Protection Spéciale ZSC : Zone Spéciale de Conservation

Liste des figures Figure 1 : Position géographique Île de Sein ........................................................................................... 4

Figure 2 : Carte du Parc Naturel Marin d'Iroise ....................................................................................... 6

Figure 3 : Classement île de sein - loi 1930 ............................................................................................. 7

Figure 4 : consommation et compensation île de Sein 2004-2010 ......................................................... 9

Figure 5 : Monotones de consommation .............................................................................................. 11

Figure 7 : Carte des contraintes réglementaires à 10 km - île de sein .................................................. 16

Figure 8 : Activité de pêche en mer d'Iroise .......................................................................................... 17

Figure 9 : carte des courants en flot ...................................................................................................... 18

Figure 10 : Carte des courants en jusant - coef 95 ................................................................................ 18

Figure 11 : Carte amplitude des courants - coef 95 .............................................................................. 19

Figure 12 : Zone propice à l'installation ................................................................................................ 19

Figure 13 : Nature des fonds ................................................................................................................. 20

Figure 14 : Calcul des pertes par limitation de puissance ..................................................................... 21

Figure 15 : Courbes puissance/nbre d'heures équivalentes - Production cumulée ............................. 22

Figure 16 : Extrait carte SHOM 6 heures avant pleine mer à Brest ....................................................... 30


Liste des tableaux

Liste des tableaux Tableau 1 : Calcul du coût de production du MWh ................................................................................. 9

Tableau 2 : Coûts d'exploitation 2002 ..................................................................................................... 9

Tableau 3 : Calcul du prix unitaire du fioul 2010 ................................................................................... 10

Tableau 4 : Coûts d'exploitation 2010 ................................................................................................... 10

Tableau 5 : Répartition des coûts Capex/Opex ..................................................................................... 10

Tableau 6 : Emission carbone ................................................................................................................ 11

Tableau 7 : Appel de puissance ............................................................................................................. 11

Tableau 8 : Évaluation des contraintes ................................................................................................. 13

Tableau 9 : Productible .......................................................................................................................... 21

Tableau 10: Coûts scénario 1 ................................................................................................................ 23

Tableau 11 : Coûts scénario 2 ................................................................................................................ 24

Tableau 12 : Calcul tarif d’achat scénario 3........................................................................................... 25

Annexes

Calcul de la série de courants de marée À partir des cartes de courants SHOM (17), nous extrayons les courants, heure par heure en

sélectionnant ceux de la zone retenue.

Figure 15 : Extrait carte SHOM 6 heures avant pleine mer à Brest

Ces courants sont quasiment bidirectionnels sauf au moment de la renverse lorsqu’ils sont le plus

faible. Ci-dessous, le graphique présente à chaque heure de la marée les valeurs sans indiquer les

directions pour les coefficients 95 et 45. Pour obtenir les courants pour les autres coefficients, nous

utilisons la table de conversion fournie dans le livret de la carte.



Ensuite à partir d’un annuaire des marées, nous avons obtenu les coefficients de marées entre le 1er

janvier 2011 et le 1er mars 2012 que nous avons associés à la valeur des courants pour obtenir une

série. Un cycle de marée dure 12h25. La série est donc découpée par intervalles d’1 heure (12) et un

dernier de 25 minutes.

La courbe en bleu représente la vitesse du courant en fonction du temps. La courbe en rouge

représente un exemple de la puissance que l’on pourrait extraire de ce courant. L’intégration de

cette courbe indiquerait l’énergie que l’on pourrait produire. Les grandes hydroliennes ont besoin

d’une vitesse minimale pour produire généralement autour de 1m/s. La zone sans production de 5

jours correspond à ce phénomène se produisant pendant les phases de morte eau.

Les courants sur la carte SHOM sont plus faibles d’environ 30% que ceux de la carte Previmer pour un

coefficient équivalent. Cette différence s’explique parce que les vitesses des courants pour la carte

Previmer sont calculées en surface et sont liées aux conditions météorologiques. D’autre part, la

houle a aussi des effets sur les vitesses du courant. Nous sommes ici dans le cadre d’une étude

simplifiée aussi nous n’avons pas corrigé les valeurs obtenues par la carte SHOM. La vitesse maximale

du courant est de 2,3 m/s.

0

1

2

3

46h avt

5 h avt

4 h avt

3 h avt

2 h avt

1 h avt

PM1 h ap

2 h ap

3 h ap

4 h ap

5 h ap

6 h ap

95

45

0

100

200

300

400

500

600

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Pu

issa

nce

(kW

)

Vit

ess

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m/s

)

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