Après avoir été très en marge de l’industrie éolienne offshore, l’éolien offshore flottant semble désormais prêt à frapper le grand public. Avec des développements à l’échelle du gigawatt déjà à l’horizon, à quoi ressemblera l’infrastructure nécessaire pour les construire et les soutenir ?
Au cours des 12 derniers mois, le secteur de l’éolien offshore flottant semble avoir reçu une importante dose d’adrénaline. Alors que le plus grand développement, à ce jour, est le projet à relativement petite échelle de 50 MW de Kincardine au large du nord-est de l’Écosse (qui sera dépassé par le projet de 88 MW de Tampen en Norvège plus tard l’année prochaine [2022]), un nombre toujours croissant de grandes entreprises énergétiques, d’Iberdrola à TotalEnergies, ont élaboré des plans pour des parcs éoliens flottants à l’échelle du gigawatt – partout dans le monde.
Cette année, les prévisions du Global Wind Energy Council (GWEC) pour la construction éolienne flottante au cours des 10 prochaines années ont augmenté de 10 GW, passant de l’estimation de 6,5 GW faite l’année dernière à 16,5 GW – et c’est un chiffre prudent, déclare Feng Zhao, chef de la stratégie et analyste de marché chez GWEC, avec plus de 20 GW potentiellement disponibles.
Le Japon et la Corée du Sud sont en tête de file, qui ont fixé divers objectifs de plusieurs gigawatts, avec la Norvège, la France et le Royaume-Uni, qui ont lancé des enchères flottantes d’éolien offshore et des rondes de licence, également dans le top cinq, a déclaré le GWEC.
Mais alors que le court terme, jusqu’en 2025, devrait toujours être dominé par des projets pré-commerciaux, principalement dans les dizaines à des centaines de mégawatts, cela n’empêche pas beaucoup de commencer à planifier l’infrastructure qui sera nécessaire. pour les projets à l’échelle du gigawatt qui devraient être construits dans la seconde moitié des années 2020. Egil Birkmoe, vice-président des infrastructures HV, énergies renouvelables, chez Aker Solutions, a déclaré à la conférence qu’il faudra réfléchir aux ports, en choisissant potentiellement des ports dans lesquels investir, qui peuvent être des hubs. Le niveau d’activité attendu signifie qu’il faudra une collaboration autour de l’utilisation des ports, a déclaré Tom Glover, président du Royaume-Uni chez RWE, une société énergétique allemande, lors du même événement.
Ce dont les ports d’infrastructure auront besoin n’est pas si clair. Nancy McLean, Senior Offshore Development Manager, EDF Renewables, déclare : « Je pense que l’infrastructure portuaire disponible dans le contexte de la chaîne d’approvisionnement locale aura un effet assez important sur la technologie fournie géographiquement. D’autres, comme Colin McKinnon, directeur technique, Wood, sont d’accord. « Il y aura une certaine adaptation (des conceptions de fondations) à l’emplacement spécifique dans lequel vous installez. » Mais « Il existe de nombreuses façons de dépecer un chat et cela variera selon les marchés et le contenu local », ajoute Stephen Bull, EVP Renewables chez Aker Solutions, s’exprimant également lors de l’événement d’Aberdeen, organisé par les groupes industriels RenewableUK et Scottish Renewables. En effet, il existe encore un grand nombre de concepts de fondations – jusqu’à 40, selon le GWEC. Mais pour la plupart, ils s’intègrent tous dans quatre types; plate-forme d’espar, semi-submersible, de barge et de jambe de tension. Pour les longerons en béton, il faut par exemple des quais en eau profonde et de l’espace pour le coffrage glissant du béton, tandis que d’autres solutions nécessitent une plus grande surface de dépôt.
Hywind Tampen structures flottant hors de la cale sèche à Stord, Norvège. Photo d’Aker Solutions / Lars Melkevik.
« L’un des principaux défis à surmonter est de construire ces structures à grande échelle, en disposant d’installations appropriées pour construire des fondations flottantes », a déclaré Kenneth Simonsen, vice-président directeur d’Aker Solutions pour l’éolien offshore. « Si nous avons quelque chose de 80 mx 80 m, presque comme un terrain de football, et que vous voulez en construire 50, vous aurez besoin de beaucoup de superficie. Nous avons donc besoin de nouvelles solutions pour cette construction et toute la logistique qui l’entoure et je ne pense pas que nous ayons encore vu les solutions optimales à ce sujet. C’est quelque chose avec quoi nous luttons aujourd’hui.
Le concept TetraSpar de Stiesdal espère surmonter certains de ces défis. L’idée est qu’il est fabriqué hors site en composants qui n’ont besoin d’être « épinglés » ensemble au bord du quai – un processus qui ne prend que 2 à 3 jours, contre des semaines pour les structures soudées – avant d’être remorqué, avec seulement 8 m de tirant d’eau nécessaires. , déclare Henrik Stiesdal, le fondateur de l’entreprise. Jim Lanard, PDG de Magellan Wind, spécialisé en Californie, déclare qu’il s’agit d’une option intéressante. « Les fondations peuvent être réalisées de manière rentable dans les centrales éoliennes existantes, un temps et une superficie limités sont nécessaires dans les ports, et cela va être une contrainte très importante qui devra être surmontée en Californie. Avec TetraSpar, les composants peuvent être stockés hors site et nous les apporterons sur site au fur et à mesure qu’ils seront nécessaires pour l’assemblage.
Equinor a maintenant emprunté une voie similaire en dévoilant début novembre son concept Wind Semi, un semi-submersible conçu pour une fabrication et un assemblage faciles, qu’il utilisera pour des projets à l’échelle du gigawatt dans les eaux écossaises, en cas de succès dans le cycle de location ScotWind. .
Mais si la possibilité de remorquer des turbines entièrement assemblées jusqu’au site permet de réduire la dépendance à l’égard de ce qui est actuellement un marché très limité pour les navires d’installation conformes à la loi Jones, cela limite l’activité aux ports où il y a un tirant d’air suffisant, souligne Lanard – donc pas de fils de transmission aériens ou ponts, ainsi qu’une profondeur d’eau suffisante.
Pour tous les types de flotteurs, l’assemblage à terre puis le remorquage complet de la turbine jusqu’au site sont considérés comme la méthode de construction prédominante, éliminant le besoin d’utiliser des navires de levage et d’installation lourds coûteux et même la pression d’expédier des tours et des pales en multiples pour une installation offshore . Mais cela crée un nouveau besoin ; pour un investissement important dans le grutage terrestre, explique Colin McKinnon, directeur technique du groupe d’ingénierie Wood. Pour le 8MW Hywind Tampen, une grue Mammoet a dû être louée sur le chantier d’assemblage du groupe Wergeland, au nord de Bergen, où les opérations d’assemblage seront effectuées. Pas trop loin dans le futur, des grues capables de soulever les turbines et les pales de 15 MW puis de 20 MW seront nécessaires.
Beaucoup se préparent pour une tranche de l’action. En Écosse, le cycle ScotWind susmentionné a stimulé l’activité autour des infrastructures portuaires. Le cycle a reçu 74 candidatures qui pourraient se traduire par 7 GW d’éolien offshore flottant au cours des 10 prochaines années (les gagnants devraient être annoncés au début de l’année prochaine), a déclaré Miriam Noonan, responsable de l’analyse et de la compréhension chez ORE Catapult au Royaume-Uni, lors de l’événement d’Aberdeen. Crown Estate Scotland a également un cycle de location distinct visant à utiliser des parcs éoliens pour décarboniser les infrastructures pétrolières et gazières offshore. Les ports de Leith et Peterhead ont annoncé des réaménagements majeurs pour accueillir des projets éoliens offshore flottants, Peterhead signant également un accord avec les partenaires Falck Renewables et BlueFLoat Energy, pour examiner les options de construction et d’exploitation et de maintenance pour les projets flottants. Forth Ports a annoncé un investissement de 40 millions de livres sterling dans son site d’Édimbourg, y compris le dragage, pour accueillir la construction de turbines flottantes et l’exploitation et la maintenance. Le développeur BW Ideol a également conclu un partenariat avec Ardersier Port Authority pour la construction de flotteurs en béton. En cas de succès avec son offre ScotWind, TotalEnergies s’est engagé à financer l’amélioration des ports et des infrastructures portuaires des Orcades et de Caithness, en Écosse. Le consortium NextGen (Aker Offshore Wind et Ocean Winds) a annoncé son intention de créer un nouveau chantier de fabrication, s’il remporte ses offres ScotWind. Les exploitants de l’installation NIgg dans le Cromarty Firth et Dundee prévoient également une expansion. Vous voyez l’image – il n’y a pas de fin d’activité pour capturer le travail d’éoliennes flottantes en Écosse – bien que beaucoup de choses dépendent des offres gagnantes.
Mais l’action n’est pas seulement en Écosse. Le gouvernement britannique a annoncé un pot de financement de 160 millions de livres sterling pour les ports et les usines pour la construction d’éolien offshore flottant à grande échelle. En Espagne, Capital Energy a signé deux protocoles d’accord (MoU) avec les chantiers navals Astican et Zamakona aux îles Canaries pour fournir des installations pour le développement de projets éoliens offshore flottants. À Taïwan, des partenariats sont également en cours de construction pour d’autres projets flottants. Flotation Energy, par exemple, a conclu un protocole d’accord avec China Ship Building Corporation pour explorer les opportunités de la chaîne d’approvisionnement locale dans l’éolien offshore flottant, de la conception à la fabrication et à l’exploitation et à l’entretien.
Aux États-Unis, les factures des États de Californie et de l’Oregon stimulent l’activité. L’Oregon envisage un objectif de 3 GW d’ici 2030 et souhaite coordonner l’activité portuaire. De même, la Californie a établi une feuille de route pour les infrastructures portuaires. Le port de Humboldt Bay (le plus grand port en eau profonde entre San Francisco et Coos Bay, Oregon) vise des dépenses de 55 millions de dollars sur un programme de développement d’infrastructures pour soutenir l’éolien offshore, y compris un terminal de transport de charges lourdes entièrement électrique, tandis qu’un site en Oregon, qui avait été affecté à une installation de GNL, est maintenant évalué pour soutenir l’éolien offshore flottant à la place, a déclaré Jamie MacDonald, directeur des opérations (Boston), chez Xodus Group. Il ne faudra peut-être pas longtemps avant que les ports soutenant l’éolien offshore flottant envisagent également de débarquer de l’hydrogène à partir de ces parcs éoliens, potentiellement.
Baie de Humbolt. Robert Campbell – Bibliothèque visuelle numérique de l’US Army Corps of Engineers. CC BY-SA 3.0.
Lanard dit qu’après quatre ans de stagnation – en partie à cause des préoccupations de l’armée américaine concernant l’utilisation des eaux de la côte ouest – il y a maintenant un élan dans ce domaine, l’administration Biden, via BOEM, prévoyant des rondes de location en Californie et en Oregon en 2022 et 2023, respectivement.
Mais la pression sur les ports ne se limitera pas à l’assemblage et au triage. Les exploitants réfléchissent déjà aux stratégies d’exploitation et de maintenance (O&M) de leurs nouveaux parcs éoliens flottants. « Si nous pensons actuellement que les turbines devront être remorquées au port pour l’entretien et la réparation des composants majeurs, alors cela va être un conflit avec l’utilisation du port », explique McLean. « Si nous avons des ports impliqués dans la production de nombreuses fondations et le triage pour la construction et l’installation et nous avons également des activités d’exploitation et de maintenance et des réparations de composants majeurs qui doivent être entreprises, cela va être un conflit pour l’accès au port en eau profonde . «
Un grand point d’interrogation demeure également sur la manière dont l’exploitation et la maintenance seront effectuées. Actuellement, le consensus est de remorquer les unités vers le rivage, mais il n’est pas clair s’il s’agit d’une solution à long terme. « L’une des grandes choses qui manque encore au puzzle est la bonne façon de remplacer ou d’entretenir les gros composants des parcs éoliens flottants. Ceux qui peuvent trouver les bonnes solutions pour cela, il y a un énorme marché là-bas. Serait-ce un tout nouveau concept de navire ? Certains le pensent, mais d’autres pensent également que la technologie entrera en jeu pour permettre l’exploitation et la maintenance offshore, y compris les solutions d’accès.
Malgré les nombreuses questions qui demeurent, la dynamique est certaine dans ce secteur. Beaucoup sont convaincus que l’industrie verra la réduction des coûts dont elle a besoin pour être au niveau de l’éolien offshore à fond fixe. La Banque mondiale, par exemple, a déclaré que le flottement « est susceptible d’être compétitif en termes de coûts » avec l’éolien offshore à fond fixe d’ici le milieu des années 2030. En effet, dit Noonan, « la réduction des coûts devrait se produire encore plus rapidement pour le flottement que pour le fond fixe et nous pensons que l’échelle et l’innovation pourraient nous amener à subventionner des projets sans subvention d’ici le début des années 2030 ». Margulis souligne les prévisions du US National Renewable Energy Laboratory qui évaluent les coûts à 53-64 $/MWh d’ici 2032. « Le chat est sorti du sac ici et il n’y a pas moyen de le laisser rentrer », dit Lanard. Attendez-vous à en savoir beaucoup plus sur l’éolien offshore flottant à l’avenir.
Construction et installation de la démonstration TetraSpar de Stiesdal en Norvège. Photos de Stiesdal.
