RAPPORT 2009 SUR L‘ÉNERGIE ÉOLIENNE EN ALLEMAGNE –...
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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
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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
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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
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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
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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». C´est 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
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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 l´effet amortissant de l´eau.
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.
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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 d´essais et d´infrastructure 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 d´ensemble du système
Université de Leibniz à Hanovre
RAVE – hydro sound alpha ventus
Recherche sur les mesures de réduction des ondes acoustiques sous-marines
Université de Leibniz à Hanovre
Tableau 1: Les projets de recherche de l’initiative RAVE
Chercher, développer et tester pour re lever ensemble un déf i ambit ieux
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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.
Le parc d’énergie éolienne off-
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
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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
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
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
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
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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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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Schleswig
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14°0'E
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12°0'E
12°0'E
11°0'E
11°0'E
10°0'E
10°0'E
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
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
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
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
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
1600
2000
2000 2002 2004 2006 2008
Cap
aci
téin
stallé
e[M
W]
Capacité récemment installée
Capacité installée, accumulée
0
2
4
6
8
10
12
14
2000 2002 2004 2006 2008
Dis
tan
cem
oye
nn
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es
côte
s[k
m]
/Pro
fon
deu
rm
oye
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au
[m]
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
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
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
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
29
ÉOLIENNES OFFSHORE
Les capacités de l ’offshore sont encore à prouver
Le parc d’énergie éolienne off-
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 d´air 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
au
teu
rd
uM
oye
u[m
]
70
50
40
30
60
2000 2002 2004 2006 2008
1,5
3,0
2,5
2,0
1,0
ØPu
issa
nce
no
min
ale
pro
turb
ine
[MW
]
Ø Puissance nominale pro turbine
Ø Hauteur du Moyeu
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
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
Cascade hyposynchrone
Générateur asynchrone avec un rotor de court-circuit sans bagues coulissantes
Générateur asynchrone avec OptiSpeed
Cascade hyposynchrone
Générateur asynchrone avec un rotor de court-circuit sans bagues coulissantes
Générateur asynchrone avec OptiSpeed
Générateur Cascade hypo-synchrone
Générateur synchrone avec à aimant permanent
Cascade hyposynchrone
Cascade hyposynchrone
Générateur asynchrone avec un rotor de court-circuit sans bagues coulissantes
Générateur asynchrone avec OptiS-peed
Cascade hyposynchrone
Générateur asynchrone avec un rotor de court-circuit sans bagues coulissantes
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
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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
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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 l´Energie 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
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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
d´expérience 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
ow
Kentish
Flats
Scr
oby
SandsNort
hH
oyl
e
Sam
so
Nys
ted
Mid
delg
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
er
Days
"
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
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
t[h
/a]
Mid
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runden
Sam
so
Egm
on
d
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 d´un 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 d´un 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
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
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.
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
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
es
d‘in
vest
isse
men
tsp
éci
fiq
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
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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
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dti, UK, Capital Grant Scheme for the North Hoyle Offshore
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Reform), UK, Kentish Flats Offshore Wind Farm 2nd Annual
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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
BERR (Department for Business Enterprise & Regulatory
Reform), UK, Scroby Sands Offshore Wind Farm 3rd Annual
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www.noordzeewind.nl
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Ingenieurwerkstatt Energietechnik (IWET), Hamburg, 2009
(hier gibts keine übersetzung für)
Contis-map of offshore wind parks in the German Exclusive
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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
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Informations from the Rave Research Initiative under www.
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Informations from the Federal Maritime and Hydrographic
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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
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Informations from the offshore wind park Samso under http://
www.samsohavvind.dk/windfarm/
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KPMG (ed.); offshore wind parks in Europe – market analysis;
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1990 (BGBl I P. 2633) (BGBl III 754-9) last amended by the
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under www.offshore-wmep.de
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www.windmonitor.de
Fraunhofer IWES (ed.); Final report to the research project
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– phase V«; Kassel, 2006
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Königstor 59
34119 Kassel / Allemagne
Telephone: +49 561 7294-0
Fax: +49 561 7294-100
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Am Seedeich 45
27572 Bremerhaven / Allemagne
Telephone: +49 471 902629-0
Fax: +49 471 902629-19
www.iwes.fraunhofer.de
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