L'éolien offshore flottant : la prochaine frontière de l'énergie marine

Quand le fond de la mer devient un obstacle

L'éolien offshore posé — des turbines fixées directement au fond marin via des monopieux, des jacket ou des fondations gravitaires — a connu un développement spectaculaire depuis une vingtaine d'années, notamment en mer du Nord et en Baltique. Des parcs comme Hornsea One au Royaume-Uni (1,2 GW) ou Dogger Bank (3,6 GW en cours de construction) illustrent la maturité industrielle de cette technologie.

Mais l'éolien posé a une limite physique dure : il n'est économiquement viable que jusqu'à environ 60 mètres de profondeur. Au-delà, les fondations deviennent disproportionnément chères, voire techniquement impossibles.

Or une très grande partie des ressources éoliennes marines mondiales se trouve dans des zones plus profondes. Les côtes pacifiques des États-Unis et du Japon, une bonne partie de la Méditerranée, les côtes atlantiques de l'Europe au-delà de la plateforme continentale, les zones austères de la mer de Norvège — toutes ces zones, parmi les plus venteuses du globe, sont hors de portée de l'éolien posé.

C'est là qu'intervient l'éolien flottant.

Comment on fait flotter une turbine de 250 mètres de haut

La question paraît saugrenue. Une éolienne offshore moderne — une turbine Siemens Gamesa SG 14-236 ou une Vestas V236 — fait environ 14 à 15 MW, avec un rotor de 236 mètres de diamètre et une nacelle qui pèse plusieurs centaines de tonnes. Comment fait-on flotter ça ?

La réponse s'inspire des techniques de l'industrie pétrolière offshore, qui fait flotter depuis des décennies des plateformes de plusieurs dizaines de milliers de tonnes à des profondeurs de plusieurs kilomètres.

Trois grandes familles de flotteurs ont été développées pour l'éolien :

Le SPAR (Single Point Anchor Reservoir) : un cylindre long et étroit lesté en bas, ancré au fond par une chaîne unique. Le centre de gravité très bas en dessous du centre de poussée assure une stabilité naturelle. C'est le concept utilisé par Equinor pour Hywind, le premier parc flottant commercial au monde, au large de l'Écosse depuis 2017. Simple et robuste, mais nécessite des profondeurs d'eau importantes pour l'installation.

Le semi-submersible : une structure triangulaire ou en étoile avec trois ou quatre colonnes semi-immergées, reliées par des tubes. La flottabilité est distribuée, ce qui permet de travailler dans des eaux moins profondes. Ideol (acquis par Corio Generation) a développé le concept Damping Pool, une variante originale avec une ouverture centrale qui amortit les mouvements. BW Ideol, Principle Power et plusieurs consortiums européens travaillent sur ce concept.

Le TLP (Tension Leg Platform) : la structure est maintenue sous tension par des câbles verticaux ancrés au fond, ce qui lui donne une très grande rigidité verticale. Moins de mouvements verticaux, mais plus complexe à installer. Blue Water Energy et d'autres acteurs explorent ce concept.

Les lignes d'amarrage — chaînes, câbles synthétiques, ou lignes mixtes — retiennent le flotteur au fond tout en lui permettant de se déplacer légèrement sous l'effet du vent et des vagues. Le câble électrique sous-marin qui remonte l'électricité vers le rivage doit être suffisamment flexible pour accepter ces mouvements.

Hywind Scotland : les leçons du premier parc flottant commercial

Inauguré en 2017 au large des Shetland, Hywind Scotland est le premier parc éolien flottant commercial du monde. Cinq turbines Siemens de 6 MW chacune, flottant entre 95 et 120 mètres de profondeur. Cinq ans de données opérationnelles ont permis de tirer des enseignements précieux.

Premier enseignement : les turbines flottantes fonctionnent. Le facteur de charge de Hywind Scotland atteint 57 % sur ses premières années d'exploitation — un niveau parmi les plus élevés de l'éolien mondial, y compris offshore posé, grâce aux vents très forts des mers nordiques. La technologie de base est validée.

Deuxième enseignement : le coût d'installation et de maintenance est encore très élevé. Les coûts de Hywind Scotland sont plusieurs fois supérieurs à ceux d'un parc posé équivalent. Équinor a publié des objectifs ambitieux de réduction de coûts via la série et la standardisation — mais atteindre la parité avec l'offshore posé en eau peu profonde nécessitera des volumes d'installation bien supérieurs.

Troisième enseignement : la logistique de maintenance est différente. Sur un parc flottant, les techniciens ne peuvent pas monter directement depuis un bateau en mouvement sur une structure qui se déplace. Des solutions de passerelles compensées, de grue marine ou de stations de transfert intermédiaires sont nécessaires.

Les projets pilotes en France : une ambition affichée

La France présente un cas particulier en Europe : ses façades Atlantique et Méditerranée ont des profondeurs qui rendent l'éolien posé très difficile sur la plupart des zones. L'éolien flottant n'est donc pas un complément optionnel — c'est potentiellement la seule façon de développer substantiellement l'éolien offshore français.

Quatre projets pilotes ont été attribués par appel d'offres en Méditerranée : EolMed (Provence Grand Large, devenu Provence Grand Large 1), Kinkajou dans l'Atlantique, EFGL (Éolien Flottant du Golfe du Lion). Ces pilotes, de 3 turbines chacun soit environ 25-30 MW, ont pour vocation de tester les technologies et d'industrialiser les chaînes d'approvisionnement françaises.

J'ai participé à une réunion de travail avec des ingénieurs d'un de ces consortiums. Ce qui m'a frappé, c'est la complexité des interfaces entre les différentes composantes du projet : le flotteur (souvent développé par une entreprise spécialisée), la turbine (un fabricant indépendant), les lignes d'amarrage (une société spécialisée en chaînes ou câbles), le câble dynamique (un fabricant de câbles sous-marins), et l'ingénierie d'assemblage et d'installation (un acteur offshore). Coordonner toutes ces interfaces dans un environnement aussi exigeant que la mer, c'est un défi d'ingénierie systèmes considérable.

Les défis techniques qui restent à résoudre

Le câble dynamique

Un problème non trivial que peu de communications marketing mentionnent : le câble électrique qui relie une éolienne flottante au fond marin doit être à la fois flexible (pour accepter les mouvements du flotteur) et durable (résister à des millions de cycles de flexion sur 25 ans de vie du parc). Ce câble "dynamique" est technologiquement plus complexe que les câbles statiques posés au fond utilisés dans l'offshore posé, et les fournisseurs qualifiés sont peu nombreux. Nexans, Prysmian et Hellenic Cables travaillent sur ces produits, mais les volumes de production devront augmenter massivement pour répondre aux ambitions de la filière.

La résistance à la corrosion et à la biologie marine

Les structures flottantes, constamment à la surface, subissent des conditions d'exposition extrêmes : cycles de mouillage-séchage, embruns salins, rayonnement UV, colonisation par des organismes marins (biofouling). Les revêtements anticorrosion et anti-salissures sont des enjeux de durée de vie et de coût de maintenance considérables.

L'ancrage en zone de courant fort

Dans certaines zones — détroit du Fromveur en Bretagne, chenal irlandais — les courants sont si forts que les systèmes d'ancrage standard ne suffisent pas. Des ancrages suction piles (pieux à aspiration enfoncés dans le sédiment) ou des ancres à empreinte réduite sur roche dure sont en développement pour ces situations.

L'industrialisation : le vrai défi des prochaines années

La technologie de l'éolien flottant est démontrée. Le défi central des prochaines années, c'est l'industrialisation : passer de quelques projets pilotes à des parcs de 500 MW ou 1 GW produits en série, avec des coûts réduits d'un facteur 3 à 5 par rapport aux premiers projets.

Cela suppose de construire des chaînes d'approvisionnement complètes : chantiers navals capables d'assembler des flotteurs en série, ateliers de fabrication de lignes d'amarrage standardisées, navires d'installation spécialisés, ports équipés pour l'assemblage offshore. La France, l'Espagne, le Portugal et la Norvège se positionnent pour accueillir ces infrastructures industrielles.

Le scénario qui permettrait de tenir les objectifs européens d'éolien flottant à l'horizon 2030-2040 — plusieurs dizaines de gigawatts — implique une accélération de cette industrialisation qui n'a pas encore de précédent dans le secteur de l'énergie renouvelable. L'éolien offshore posé a mis vingt ans à atteindre son niveau de maturité actuel. L'éolien flottant voudrait faire le même chemin en dix ans.

C'est ambitieux — mais les ressources éoliennes en eau profonde sont tellement importantes, et les besoins énergétiques tellement urgents, que l'ambition est peut-être justifiée.