Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien

20/10/2018
Publication REE REE 2018-4 Dossier Eoliennes offshore
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2018-4:23833
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Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien

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62 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 Les étapes d’un projet offshore Comme tout projet d’énergies re- nouvelables, le développement puis la construction d’un projet éolien en mer passent par de nombreuses étapes qu’il est nécessaire de franchir pour mener à bien sa mise en œuvre . Elles peuvent se décomposer de la façon suivante : s UNEPÏRIODEDEMATURATION s UNEPHASEDEDÏVELOPPEMENTMENANT ÌLADÏCISIONDINVESTISSEMENT s UNEPHASEDECONSTRUCTION s LEXPLOITATIONDUCHAMPAINSICONSTRUIT La période de maturation Cette période est utilisée d’une part par les représentants de l’Etat et d’autre part par les usagers de la mer et par les parties intéressées pour défi- nir des zones propices à l’établissement d’un parc éolien en mer. Les usages sur la zone sont étudiés, ainsi que les caractéristiques physiques des sites envisagés (bathymétrie, nature des sols sous-marins, conditions de houle) et les capacités de raccordement au réseau électrique. Les sites potentiels qui en découlent peuvent ensuite être soumis à débat public pour finalement définir des zones recueillant le plus fort consensus. Ces sites pourront ensuite faire l’objet d’un appel d’offres afin de désigner la société qui sera en charge du développement complet du projet PRÏALABLEÌLACONSTRUCTION PUISÌLEX- ploitation du parc. La phase de développement Cette phase recouvre des activités très diversifiées dans le but, pour le développeur, d’avoir une vision quasi EXHAUSTIVEDESPROBLÏMATIQUESPROPRES     

   au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien Grégoire de Roux1 , Bernard Guitton2 , Julien Simon3 , Pierre-Guy Therond4 1 Directeur Industrie adjoint, 2 Directeur du projet éolien en mer, 3 Ingénieur en énergies marines, 4 Directeur des Technologies EDF renouvelables In recent years, offshore wind turbines have seen a gain of remarkable techno-economic competitiveness, bringing to Horizon 2020 – 2025 the off- shore wind-based electricity at price levels similar to those of other renewable or fossil energies. This has been achie- ved through several factors, reducing risks, unit costs and increasing the producible. Thus, the unit size of the turbines experienced a growing increase, from 2-5 MW in the years 2005-2010, up to 8 MW today, and 12 MW in the relatively near future. The methods of installation of the turbines and their foundations have developed, reducing the installation times. The design of the foundations has improved, allowing gains on the structures. The supply chain has also improved and the port facilities have adapted. The design tools of the wind farms have been refined, allowing to limit the sources of loss of wind power. In addition, floating wind is a new technological frontier to be crossed, with specific advantages such as access to deeper sites and the possibility of redu- cing operations at sea, both in construction and during the operation. These projects remain extremely intensive and relatively long to develop. Here even more than elsewhere the visibility and reliability of the regulatory context remain important. ABSTRACT L’éolien en mer a connu ces dernières années un gain de compétitivité technico-économique remarquable, amenant à horizon 2020-2025 l’électricité d’origine éolienne en mer à des niveaux de prix voisins de ceux des autres énergies renouvelables. Ceci a été obtenu via plusieurs facteurs, réduisant les risques, les coûts uni- taires et augmentant les productibles. Ainsi, la taille uni- taire des turbines a connu une augmentation croissante, de 2 à 5 MW dans les années 2005-2010, jusqu’à 8 MW aujourd’hui et 12 MW dans un avenir relativement proche. Les modes d’installation des turbines et de leurs fondations se sont industrialisés, réduisant les temps d’installation. Le design des fondations s’est amélioré, permettant des gains sur les structures. La chaîne logistique s’est également améliorée et les installations portuaires se sont adaptées. Les outils de design des fermes éoliennes se sont affinés, permettant de limiter les sources de perte de productible éolien. Par ailleurs, l’éolien flottant constitue une nouvelle frontière technologique à franchir, présentant des avan- tages spécifiques comme l’accès à des sites plus profonds et la possibilité de réduire les opérations en mer, tant à la construction que pendant l’exploitation. Ces projets restent extrêmement capitalistiques et relativement longs à déve- lopper. Ici, encore plus qu’ailleurs, la visibilité et la fiabilité du contexte réglementaire restent importantes. RÉSUMÉ REE N°4/2018 Z 63 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien au site considéré. Il est en effet néces- saire de clarifier les points suivants : s LESÏTUDESDIMPACTENVIRONNEMENTALES s LESÏVENTUELSCONmITSDUSAGE s LES DIVERS IMPACTS DONT LES IMPACTS PAYSAGERS s LES CAMPAGNES VISANT Ì OBTENIR UNE connaissance fine du site : mesures de vent, de houle et de courant, cam- PAGNESGÏOTECHNIQUESETGÏOPHYSIQUE s LINGÏNIERIEDEBASEDUPROJET COMPRE- NANTLESCHOIXDÏlNITIFSDESTYPESDE FONDATIONSETDETURBINES s LÏTABLISSEMENTDESPLANNINGSDERÏALI- sation, prenant en compte les problé- matiques de saisonnalité propres au MILIEUMARIN s LECHOIXDESESPACESPORTUAIRESNÏCES- saires à la construction puis à l’éta- BLISSEMENT DE LA BASE DEXPLOITATION MAINTENANCE s LADÏlNITIONDELASTRATÏGIEDEXPLOITA- tion et maintenance (structuration des contrats de maintenance avec le turbi- NIERETLENSEMBLEDESFOURNISSEURS  s LAPRÏPARATIONDUlNANCEMENT COMPRE- nant la structuration des contrats, l’allo- cation des risques entre les différentes parties prenantes (maître d’ouvrage, entrepreneurs, opérateur du réseau de TRANSPORT ETC  s LASÏLECTIONDESPRESTATAIRESENCHARGE des « due diligence » préalables à la DÏCISIONlNALEDINVESTISSEMENT s LADÏlNITIONDESDIVERSESPOLICESDAS- surance qui seront mises en place lors DESPHASESDECONSTRUCTION PUISDEX- ploitation. Elle doit également permettre l’ob- tention de l’ensemble des autorisations administratives qui permettront la prise de la décision finale d’investissement et la purge définitive d’éventuels recours. La phase de construction Celle-ci commence après la décision finale d’investissement et la mobilisa- tion des fonds nécessaires à la réalisa- tion. Les premiers mois sont consacrés AUXÏTUDESDEDÏTAILPRÏALABLESÌLAMISE en fabrication des équipements du parc éolien en mer (fondations, sous- station électrique, câbles électriques, raccordement au réseau de transport, éoliennes). Une fois la fabrication des équipe- ments terminée, les premiers équi- pements installés en mer sont les fondations (voir photos 2 et 3), puis les câbles inter-éoliennes et enfin les éoliennes. La sous-station électrique en Photo 1 : Projet Blyth (UK) d’EDF EN – Remorquage d’une fondation sur son site. Source : EDF renouvelables. Photo 2 : Piles installées sur le site EdF de Blyth (UK) – Source : EDF renouvelables. 64 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 mer est installée dès que possible, car sa mise en service conditionne généra- lement l’installation des éoliennes, qui, préalablement à leur mise en route, re- quièrent de l’énergie électrique néces- saire à leur préservation. L’organisation des opérations en mer tient compte de la saisonnalité, c’est-à- dire des périodes optimales permettant de limiter l’impact des conditions de mer et de vent qui ne permettraient pas les opérations d’installation. Le raccordement au réseau se fait dès l’installation de la sous-station élec- trique. La phase d’exploitation La mise en service des éoliennes RÏALISÏES COMMENCEALORSLEXPLOITATION du parc. Il aura été construit pendant la PHASEPRÏCÏDENTEUNEBASEDEXPLOITA- tion et de maintenance. Cette base sera située sur des espaces portuaires acces- sibles par mer 24 h sur 24, 7 jours sur 7. Les équipes en charge des opérations de maintenance préventive et curative partiront de cette base. Elle comprend également un magasin de stockage des pièces de rechange ainsi qu’une salle de contrôle permettant le pilotage et la sur- veillance du parc éolien. ,ESBATEAUXDINTERVENTIONSONTSTA- TIONNÏSAUPIEDDECETTEBASEDEXPLOITA- tion et de maintenance. Ils peuvent être complétés par des moyens héliportés pour des interventions urgentes en cas de gros temps. ,ADURÏEDEXPLOITATIONDECETYPEDE parc est de l’ordre de 20 à 25 ans. Un développement particulièrement complexe L’éolien offshore est un business glo- BALEMENTCOMPLEXE s LUTILISATION DE LÏNERGIE ÏOLIENNE OFF- shore implique la réalisation de projet de grande taille et est donc intrinsè- quement très capitalistique. Le volume des études préliminaires qu’il est nécessaire de mener à bien préala- blement à la décision finale d’inves- tissement ne fait que renchérir les coûts de développement. Le milieu marin nécessite en effet une attention supplémentaire par rapport à l’éolien onshore, que ce soit pour l’analyse de ses caractéristiques physiques (houle, courant, acquisition de données géo- techniques), de la ressource halieu- tique, des usages de la pêche qui en découlent et des contraintes liées à la sécurité maritime qu’il va générer aussi bien pendant la construction que pen- DANTLEXPLOITATIONDUPARC s LECHOIXDESSITESPROPICESÌLINSTALLA- tion d’un parc éolien en mer peut être réalisé soit par le porteur de projet, soit par les autorités locales en charge de la gestion du domaine maritime. Dans ce dernier cas, il peut en découler une phase d’appel d’offres pour l’attribu- tion du site à un producteur donné. Le tarif de rachat de l’électricité peut être défini par voie d’appel d’offres tel que MENTIONNÏPRÏCÏDEMMENT s LACQUISITIONDELENSEMBLEDECESINFOR- mations nécessite généralement plu- sieurs années d’études. L’obtention des autorisations nécessaires à la construc- tion demande 15 à 18 mois une fois les dossiers de demande déposés. Il faut ajouter à cela de probables recours issus d’associations d’opposants qui peuvent nécessiter de 1 à 2 ans pour ÐTREPURGÏS s EN PARALLÒLE IL EST INDISPENSABLE DE lancer les études préliminaires d’ingé- nierie, qui vont permettre de confir- mer la configuration du champ, en apportant une attention toute parti- CULIÒREAUCHOIXDESFONDATIONSETDE la turbine qui sera utilisée. Il s’ensui- vra le lancement des appels d’offres, dont le nombre découlera de la stratégie de lotissement envisagée. Celle-ci devra être cohérente avec la stratégie de financement choisie. A TITREDEXEMPLE POURUNlNANCEMENT de projet sans recours1 , le nombre de lots EPCI (Engineering, Procurement, Construction, Installation) sera limité autour de 4 à 6, alors que ce critère sera nettement moins pertinent pour UNlNANCEMENTSURFONDSPROPRES s LADURÏEDELAPÏRIODEDEDÏVELOPPE- ment nécessite de choisir une turbine qui soit à la pointe de la technologie, voire encore en cours de développe- ment, de façon que la solution choisie reste compétitive lorsque la construc- tion sera effectivement lancée. Il en découle la nécessité de maîtriser les actions de développement de la tur- bine ainsi choisie pour en sécuriser la productivité et garantir sa fiabilité une FOISLEPARCMISENSERVICE s LADURÏEDECETTEPHASEDEDÏVELOPPE- ment engendre également des risques d’évolution réglementaire et législatif FACE AUXQUELS LE SOUMISSIONNAIRE DE- vra rester vigilant de façon à anticiper les impacts que cela pourrait créer. Les points d’attention techniques et industriels Hygiène, Sécurité, Environne- ment (HSE) ,ESTRAVAUXENMER RÏALISÏSDANSUN environnement difficile, nécessitent une attention particulière et donc une pré- paration spécifique pour maîtriser les RISQUESLIÏSÌLEUREXÏCUTION La sécurité des personnels doit être l’enjeu à traiter en priorité lors de la défi- NITIONDESDIFFÏRENTESPHASESDETRAVAUX ce qui nécessite une évaluation précise des risques encourus par les person- nels amenés à intervenir. Il est donc 1 Le financement de "projet sans recours" consiste à obtenir un prêt bancaire pour la construction d’un actif, dont la garantie est uniquement assurée par l’actif lui-même. La dette est donc affectée à la société de projet propriétaire de l’actif considéré (SPV) « sans recours » vers les actionnaires de la SPV. Ce système est très courant dans les énergies renouvelables et entraîne des exigences spé- cifiques de la part des organismes prêteurs. REE N°4/2018 Z 65 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien primordial de s’assurer au préalable de la bonne adéquation des moyens nau- tiques et de leurs limites, de leur confor- mité avec les règlements en vigueur, de LAMISEENPLACEDEPROCÏDURESDEXPLOI- tation rigoureuses, précises et adaptées AUXTRAVAUXÌRÏALISERETDELAFORMATION DUPERSONNELEXÏCUTANTLESTRAVAUX Les personnels suivront des forma- TIONS SPÏCIlQUES AUX TRAVAUX EN MER (i.e. BOSIET Basic offshore safety induc- tion and emergency training, etc.) en complément des formations métiers. Le recours à des plongeurs est à évi- ter, et si cela s’avérait nécessaire, une ATTENTION PARTICULIÒRE SERA PORTÏE AUX règles définissant de façon stricte leur INTERVENTION,ESTRAVAUXÌTERRESERONT MAXIMISÏS DE FA¥ON Ì MINIMISER CEUX effectués en mer. Prévision de vent Comme tout projet de production éolien, un projet éolien offshore com- mence par la détermination de son productible annuel. La valeur trouvée SERALEPREMIERFACTEURDINmUENCEDU coût de l’énergie électrique produite. La méthodologie globale est la même qu’en éolien terrestre : une mesure de la vitesse de vent sur une période d’au moins un an en un point du site consi- déré, suivi d’un traitement statistique spécifique permettant d’étendre le résultat à l’horizon de temps considé- RÏ ENlNUNEEXTENSIONSPATIALEÌTOUT LESITEETAUXHORIZONSDETEMPSSOU- haités. Les vitesses de vent obtenues SONTVIRTUELLEMENTAPPLIQUÏESAUXTUR- bines considérées via leur « courbe de puissance », qui relie cette dernière à la puissance instantanée produite. Sur l’ensemble du parc éolien, les résultats sont corrigés des « effets de sillage », CORRESPONDANTAUMASQUAGEDEmUXDE vent produits par les éoliennes les unes sur les autres. $EUXPOINTSDATTENTIONDOIVENTÐTRE signalés en offshore : s ENÏOLIENTERRESTRE LAMESUREDEVENT se fait au moyen d’un anémomètre monté sur un mât, dont la hauteur doit être la plus proche possible de la hau- teur des pales de la future éolienne, afin de garantir la précision du résultat. En offshore, un tel moyen de mesure demande l’installation d’un mât en mer, mât qui ne peut guère être ins- tallé que sur une fondation particuliè- rement coûteuse. L’alternative consiste ÌINSTALLERUNLIDARSURUNmOTTEUR MÏ- thode beaucoup moins coûteuse et aujourd’hui assez largement acceptée. Pour ses projets français, EDF Energies Nouvelles a installé un mât unique dès 2013 sur fondation gravitaire (voir photo 3). Cette dernière a été ame- NÏESURSITEPARmOTTAISON PUISCOULÏE sur place. Ce mât de mesure a servi par la suite à calibrer l’ensemble des LIDARSmOTTANTSUTILISÏSPAR%$&%.POUR la mesure de vent sur ses trois sites ilXESwETSURSONSITEimOTTANTw#ETTE calibration a permis de définitivement VALIDERLOPTIONDULIDARmOTTANT s LESiEFFETSDESILLAGEwSONTÌAPPRÏ- hender de façon différente entre un projet terrestre et un projet en mer. En effet, sur ce dernier, l’amortissement des effets est moindre, et donc leur portée spatiale plus importante. EDF Energies Nouvelles, en collaboration avec la R&D d’EDF a utilisé et dévelop- pée des outils spécifiques afin de bien appréhender ces effets. Maîtrise de la qualité de la chaîne d’approvisionne- ment face à des exigences de fiabilité accrues La réalisation d’un projet éolien en MERNÏCESSITEDEMAXIMISERLAFABRICA- tion à terre de l’ensemble de ses com- posants ainsi que les opérations de pre-commissionning (mise en service) à terre afin de réduire au minimum les TRAVAUXÌRÏALISERENMER0ARRAPPORTÌ un projet terrestre, il faut noter qu’aucun composant du parc n’est fabriqué sur l’emplacement du parc. Cette approche est cohérente avec le besoin de garantir une fiabilité ac- crue des composants. Les conditions de site (houle, courant, vent) ne per- mettent en effet pas d’échelonner de manière régulière sur l’année les opé- rations de maintenance préventive. Les Photo 3 : Dispositif de mesure de la vitesse du vent par lidar flottant, calibré par comparaison à un mât de mesure (en arrière-plan). 66 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 opérations de maintenance corrective sont également conditionnées par les conditions de site qui, lorsqu’elles ne permettent pas d’intervenir, peuvent empêcher toute intervention pendant plusieurs jours. Il est donc nécessaire de s’assurer pendant les phases de conception, puis de fabrication, que les équipe- ments ainsi réalisés correspondent BIENAUXNORMESETSTANDARDSIMPOSÏS dans le cadre du projet. La mise en place d’un strict plan de contrôle et de suivi des fabrications est indispensable, QUEL QUE SOIT LE NIVEAU DEXPÏRIENCE des fournisseurs sélectionnés. Ces sui- vis seront effectués avec la plus grande rigueur et les éventuelles réserves fe- ront l’objet de résolution systématique avant l’installation des matériels en mer afin, d’une part d’éviter des surcoûts inutiles et d’autre part de générer des RETARDSDANSLEPLANNINGDEXÏCUTION Il faut également souligner que les projets éoliens en mer impliquent la mise en œuvre répétitive d’un grand nombre de composants, ce qui renforce l’intérêt d’un contrôle strict dès les pre- mières fabrications. Focus sur les turbines de grande taille L’économie des turbines éoliennes suit la loi des effets de taille : plus la taille unitaire d’une turbine est impor- tante, moins elle coûte cher à fabri- quer par unité de mégawatt (MW) ou de mégawattheure (MWh) produits. Il s’y ajoute des effets induits sur le reste de la centrale éolienne : les câbles inter-éoliennes coûtent moins cher par unité de MW et MWh produits, les fon- dations support suivent la même évolu- tion. Dans l’éolien terrestre, la limite de taille se situe à 2-3 MW, pour des rai- sons d’impact paysagers. Les centrales éoliennes en mer étant situées loin de toute habitation (en général plus de 10 km, contre 500 mètres en terrestre), l’émergence de l’éolien en mer a suscité un nouveau mouvement de recherche de tailles unitaires élevées, illustrées dans la figure 1. Aujourd’hui, les tailles unitaires en cours d’installation se situent dans une fourchette de 6 à 8 MW, illustrées par les photos 4 à 6. Cette course à la taille est loin d’être terminée : les fabricants annoncent tour à tour des tailles uni- taires supérieures à 12 MW à horizon 2021 ou plus. $ANS CE CONTEXTE LES GARANTIES DE bon fonctionnement et de disponibi- lité de la turbine sur sa durée de vie restent essentielles, mais constituent un PROBLÒMEÏPINEUXCOMMENTENEFFET garantir une telle disponibilité sur la du- RÏE QUANDILNEXISTEQUEPEUDERETOURS DEXPÏRIENCE ET QUAND UNE GÏNÏRATION de turbines chasse l’autre en l’espace de moins de trois ans ? L’industrie a répondu à ce défi de différentes façons, en utilisant divers outils, qui permettent aujourd’hui d’atteindre des disponibili- tés élevées, ce qui n’a pas été toujours le cas. Parmi ces méthodes et outils, citons : s UNECERTAINEDISCIPLINEOBSERVÏECHEZ les fournisseurs dans la continuité des grandes options technologiques. Cette DISCIPLINEPERMETDEMIEUXEXTRAPOLER LERETOURDEXPÏRIENCEDUNEGÏNÏRATION VERSUNEAUTRE0AREXEMPLE ILEXISTE DEUXOPTIONSPOURRENDRECOMPATIBLE la vitesse de rotation lente d’une tur- bine éolienne avec la production in fine de courant 50 Hz : l’utilisation de l’attaque directe avec une conversion Figure 1 : Evolution des tailles de turbines éoliennes onshore et offshore entre 1980 et aujourd’hui - Source : EWEA. REE N°4/2018 Z 67 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien électronique ou l’utilisation de boîtes de vitesse pour augmenter la vitesse de rotation de la chaîne mécanique ACTIONNANT LA GÏNÏRATRICE #ES CHOIX ont leurs avantages et inconvénients, mais on observe une certaine stabilité DES GRANDS FOURNISSEURS SUR UN CHOIX OUSURLAUTRE s LUTILISATION SYSTÏMATIQUE DES OUTILS d’analyse de mode de défaillance, jusqu’à un niveau de détail élevé, en respectant la discipline de mise à jour systématique et de contrôle de la convergence du risque calculé vers des occurrences de défaillance acceptables. Ces occurrences doivent être compa- tibles avec les contraintes d’interven- tion en mer, notamment le délai entre la détection d’une panne et l’interven- tion effective, en général beaucoup PLUSIMPORTANTEENMERQUÌTERRE s LE RECOURS Ì DES ESSAIS SYNTHÏTIQUES sur des composants clefs de la turbine au stade de la tête de série : généra- trice, pales, roulements mécaniques. Ces essais peuvent se prolonger par des essais de vieillissement accéléré, représentatifs du comportement de la machine sur sa durée de vie. Ils seront ENGÏNÏRALEXTRAPOLÏSETINTERPRÏTÏSEN ayant recours à des modèles numé- riques, notamment de type éléments lNIS s LERECOURSÌDESESSAISSURLENSEMBLE de la nacelle entièrement équipée (i.e. la turbine sans ses pales) : le test « full NACELLEw LONGTEMPSÏVITÏCARCOßTEUX et demandant des moyens d’essai par- ticulièrement lourds, tend à devenir la NORME s LERECOURSDEVENUSYSTÏMATIQUEÌUN voire plusieurs essais sur terre d’un ensemble turbine et mât tête de série. #ET ESSAI COMPREND LEXPLOITATION DE la turbine sur une durée longue, dans LESCONDITIONSDEXPLOITATIONSTANDARD mais avec une instrumentation supé- rieure à la normale, destinée à repérer ETEXPLIQUERLESPOINTSDEFAIBLESSE s UNCONTRÙLEQUALITÏENUSINERIGOUREUX constitué notamment d’audits croisés entre clients et fournisseurs, et des essais en usine sur chacun des com- posants critiques. Pour les projets français à instal- ler dans les années qui viennent par EDF Energies Nouvelles, la turbine GE Haliade 6 MW a subi tous ces tests. .OTAMMENT DEUX CAMPAGNES DESSAIS Photo 4 : Turbine Haliade de GE en test sur le site du Carnet (novembre 2012). Photo 5 : Turbine 8 MW MHI Vestas en cours d’installation sur le site de Blyth (UK). Photo 6 : Vue d’artiste de turbine 8 MW Siemens montée sur flotteur SBM. 68 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 ont été menées dans la durée sur le site du Carnet (France) et d’Østerild $ANEMARK SITUÏS Ì PROXIMITÏ DU RIVAGE  UNE CAMPAGNE DESSAIS A ÏTÏ réalisée sur le site en mer de Belwind (Belgique). Les turbines concernées CONTINUENTÌÐTREEXPLOITÏES Les fondations en éolien posé : GBS (Gravity Based Structure) ; monopieux ; jackets Les trois paramètres gouvernant la sélection d’un concept de fondation sont la nature du sol, la profondeur d’eau et le chargement (i.e. la taille de la turbine). D’autres considérations peuvent ensuite intervenir si plusieurs concepts sont faisables et économi- quement viables, telles que l’impact sur l’environnement, les possibilités locales de fabrication et d'approvision- nement ou les moyens navals requis pour l’installation. ,ES PRINCIPAUX TYPES DE FONDATIONS lXESOFFSHORESONTILLUSTRÏSPARLAlGURE Les monopieux sont les plus éco- nomiques si la profondeur d’eau reste limitée (typiquement <30 m) et si le sol n’est pas trop défavorable, c’est-à-dire assez fort pour la tenue de l’ouvrage en place et assez meuble pour en per- mettre l’installation à des coûts maîtri- sés. La figure 3 montre la prédominance de la solution monopieu sur les champs EXISTANTSVALEURSCUMULÏESÌCEJOUR  Les jackets (treillis métallique) rem- placent avantageusement les mono- PIEUXDÒSQUELAPROFONDEURDEAUEST plus importante, en permettant d’ac- commoder des charges plus fortes. Les embases gravitaires (GBS) OFFRENTUNEDÏPENDANCEAUXCONDITIONS de sol moins grande (ni forage ni bat- tage), ce qui peut s’avérer déterminant dans des zones géo-physiquement in- certaines. Elles autorisent aussi plus de mEXIBILITÏQUANTAUXMÏTHODESDINSTALLA- tion (levage en mer ou remorquage sur SITEENmOTTAISON  Pour tous les types de fondations, le fort couplage entre la turbine et la struc- TUREETLACOMPLEXITÏDESCHARGEMENTS aérodynamiques et hydrodynamiques impliquent un processus itératif pour le calcul des charges pour valider le design ENEXPLOITANTDEFA¥ONOPTIMALELARÏSIS- tance du sol. L’importance de l’effort Figure 2 : Principaux types de fondations fixes offshore. Figure 3 : Fondations utilisées à ce jour pour l’éolien en mer - Source : Windeurope. REE N°4/2018 Z 69 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien d’ingénierie nécessaire à l’optimisation des fondations est une spécificité de l’offshore. Installation en mer et aménagements portuaires La phase la plus délicate d’un projet éolien en mer est celle de l’installation en mer de ses différents composants. Cette phase nécessite la mobilisation de navires spécialisés, dont les coûts jour- naliers peuvent dépasser largement la centaine de milliers d’euros. Lors de la PLANIlCATIONDESTRAVAUX ILESTDONCPRÏ- férable de tenir compte des périodes de l’année les plus clémentes pour optimi- ser leur intervention, de façon à réduire autant que possible les périodes où ils sont à l’arrêt « stand-by » pour cause de conditions de vent, de houle ou de courant impropres à leur utilisation. Ceci permet de définir des plannings de pro- jet plus robustes et d’optimiser les coûts de construction. Il faut noter que les plannings de réalisation feront l’objet d’une approche probabiliste pour la détermination des jours prévisibles de mauvais temps en fonction de la période d’intervention. /NÏTABLIRAAINSIUNPLANNINGDEXÏCUTION en choisissant un niveau de probabilité quant au nombre de jours théoriques d’immobilisation des moyens d’instal- lation en fonction du niveau de certi- tude requis. Des moyens performants de surveillance météorologiques seront MISEN“UVRELORSDESTRAVAUXAlNDOP- timiser l’intervention des navires d’ins- TALLATIONETDERÏALISERUNSUIVIRIGOUREUX des paramètres conduisant à limiter ces mêmes interventions. ,ESINFRASTRUCTURESPORTUAIRESÌPROXI- mité du parc doivent être adaptées pour permettre l’intervention de ces moyens nautiques : s ELLESDOIVENTOFFRIRDESSURFACESDESTOC- kage suffisantes (plusieurs dizaines d’hectares) pouvant recevoir des colis individuels de plusieurs centaines de tonnes (fondations, mâts, nacelles et PALESDESÏOLIENNES  s CES SURFACES DOIVENT ÐTRE ACCESSIBLES en bord à quai, ce qui nécessite la construction de quais lourds capables de supporter des charges de l’ordre de TM¶ s UN TIRANT DEAU SUFlSANT POUR LES NA- VIRESDINSTALLATION s UNEACCESSIBILITÏ( JOURSSUR Il sera également nécessaire de bénéficier d’un emplacement dans un port accessible H24, 7 jours sur 7, POURYIMPLANTERUNEBASEDEXPLOITATION et de maintenance. C’est depuis cette base que les équipes en charge de la maintenance préventive et de tout ou partie des opérations de maintenance corrective interviendront. Cette base COMPRENDRA DES BUREAUX UN MAGASIN de stockage de pièces détachées et PERMETTRADEXPLOITERLEPARCDEPUISUNE salle de contrôle dédiée. Le cas particulier de l’éolien flottant ,ÏOLIEN mOTTANT REPRÏSENTE UNE technologie prometteuse qui n’a pas encore été déployée à l’échelle com- MERCIALEMAISQUIAFAITLOBJETDEXPÏ- rimentations et de démonstrateurs depuis 2009. Le dernier en date a été installé avec succès au large de l’Ecosse fin 2017 par Equinor, nouveau nom de Statoil, comprenant cinq turbines de 6 MW chacune. ,ÏOLIENmOTTANTESTUNETECHNOLOGIE émergente, qui bénéficie à ce jour de PEU DE RETOURS DEXPÏRIENCE $ANS CE CONTEXTEL!$%-%ALANCÏENAOßT un appel à projets (AAP) de fermes PILOTES ÏOLIENNES mOTTANTES QUI DOIT permettre de confirmer la faisabilité technique, économique et environne- mentale des fermes en levant un certain nombre de verrous : s TECHNOLOGIQUES  mOTTEURS ANCRAGES contrôle-commande des éoliennes, EXPORTDÏLECTRICITÏ s INDUSTRIELSLOGISTIQUE PROCESSUSDINDUS- trialisation, standardisation, optimisation DESINFRASTRUCTURESETSUPERSTRUCTURES s ENVIRONNEMENTAUX  PHASE DINSTALLA- tion, câbles dynamiques, corrosion des mOTTEURS s SOCIÏTAUX  ACCEPTABILITÏ COEXISTENCE AVECDAUTRESACTIVITÏS s JURIDIQUESCADRERÏGLEMENTAIRE Caractéristiques techniques de la technologie éolienne en mer flottante $IFFÏRENTS TYPES DE mOTTEURS SONT développés à travers le monde pour le MARCHÏDELÏOLIENmOTTANTETPEUVENTSE classer en trois grandes familles (figure 4) : s LAPLATE
FORMESEMI
SUBMERSIBLEAVEC ancrage caténaire (incluant le concept DEBARGE PLATE
FORMEmOTTANTESEMI
immergée ancrée au fond marin par un ancrage caténaire ou semi-tendu. La stabilité de la structure est apportée par les dimensions et éventuellement le poids importants de l’ensemble. C’est une structure au tirant d’eau li- mité qui permet une installation plus mEXIBLEETPLUSSIMPLE s LABOUÏEDETYPEi30!2wBOUÏE
crayon) : structure de forme cy- lindrique ballastée au fond pour apporter la stabilité, et associée à un ancrage caténaire. Le tirant d’eau im- portant (plus de 100 m) et la tech- nique d’installation limite fortement les géographies propices à ce type DEmOTTEUR#ECONCEPTNEPEUTSEN- visager que si la profondeur d’eau est suffisante, supérieure à 100 mètres ENGÏNÏRAL s LA PLATE
FORME AVEC ANCRAGE Ì LIGNES tendues (Tensioned Leg Platform ou TLP) : la stabilité est obtenue grâce à UN mOTTEUR MAINTENU SOUS LA SURFACE de l’eau par des lignes qui le tirent vers le fond. Les lignes d’ancrage verti- cales doivent résister à des contraintes importantes dues à la pré-tension des 70 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 LIGNES AUXQUELLESSAJOUTENTLESEFFORTS DEDÏRIVE Les aérogénérateurs utilisés pour les PREMIERS PROJETS DÏOLIEN mOTTANT SAP- PARENTENT AUX MACHINES UTILISÏES POUR LÏOLIEN EN MER POSÏ  AXE HORIZONTAL rotor tripale, face au vent, etc. Ils sont cependant adaptés car soumis à des contraintes particulières, notamment les effets de la houle et du courant sur la FONDATION mOTTANTE QUI SE RÏPERCUTENT sur le reste de la structure. Avantages de la technologie de l’éolien offshore flottant 3I LA TECHNOLOGIE ÏOLIENNE mOT- tante est à première vue similaire à la technologie posée, elle dispose de certains avantages par rapport à cette dernière : s ELLEESTMOINSDÏPENDANTEDESCONDI- tions de sols, dont l’éolien en mer posé est largement tributaire et qui peuvent remettre en cause certaines options technologiques et compliquer le développement des projets éoliens POSÏS s LECOßTDESFONDATIONSDELgÏOLIENEN mer posé augmentant avec la profon- deur des fonds marins, il n’est tech- niquement et économiquement pas possible d’envisager une implantation d’éoliennes en mer posées au-delà de 50 mètres de profondeur environ. Au CONTRAIRE LÏOLIEN mOTTANT PERMET DE s’affranchir des contraintes de profon- deur et donc d’étendre très significati- vement le potentiel de l’éolien en mer tout en diminuant son impact sur les PAYSAGESDULITTORAL s UNAUTREAVANTAGEDESÏOLIENNESmOT- tantes est leur facilité d’installation. Elles ne nécessitent pas d’avoir recours à des navires spécialisés comme l’éo- lien posé. La plupart des opérations sont réalisées au port, comme l’ins- TALLATION DE LÏOLIENNE SUR LE mOTTEUR Celle-ci est ensuite remorquée sur site pour être ancrée et connectée au câble de puissance par le biais de CÊBLESDYNAMIQUES s DEPLUS LÏOLIENmOTTANTMETEN“UVRE des savoir-faire, issus de l’industrie parapétrolière (génie civil et électrique, architecture navale), dont il reprend LEXPÏRIENCEACCUMULÏEETLESNORMES RÏGLEMENTAIRESEXISTANTESPOURLAPAR- TIEmOTTEURETANCRAGENOTAMMENT ,ÏOLIEN mOTTANT CONSTITUE UNE INNO- vation à caractère holistique, c’est-à- dire un système qui assemble plusieurs briques technologiques ayant chacune leur propre trajectoire d’innovation : TURBINE mOTTEUR SYSTÒMEDANCRAGE SYS- TÒMEDINTERCONNEXIONÏLECTRIQUESOUS
marine, câble de transport, etc. Quelques particularités de l’éolien flottant par rapport à l’éolien posé Les câbles inter-éoliennes Jusqu’à présent, les déploiements DES ÏOLIENNES mOTTANTES ONT CONSISTÏ en grande partie en prototypes indivi- duels, reliés directement à la terre par un seul câble électrique basse tension. Toutefois, à mesure que la taille des fermes éoliennes augmente et que les projets vont plus loin des côtes et sur DESEAUXPLUSPROFONDES LESBESOINSET LES EXIGENCES DE LINFRASTRUCTURE ÏLEC- Figure 4 : Technologies de flotteurs – Source : Windeurope. REE N°4/2018 Z 71 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien trique augmentent également, avec une CONlGURATIONPLUSCOMPLEXEDESCÊBLES inter-éoliennes dynamiques, des câbles DEXPORT DE PLUS HAUTE TENSION DES sous-stations en eau profonde et des connecteurs de câbles. 0OUR LÏOLIEN mOTTANT LE RECOURS Ì des câbles dynamiques est incontour- nable. Nous listons ci-après quelques éléments clés à considérer pour leur développement : s LES ÏQUIPEMENTS ÏLECTRIQUES EXISTANT CEUX
CI DEVRAIENT ÐTRE RÏALISABLES AVEC seulement des modifications mineures, mais les essais et la qualification sont UNE EXIGENCE CLÏ ET UNE LACUNE AC- TUELLE s UNEDURÏEDEVIEENFATIGUEADÏQUATE peut être obtenue en optimisant la configuration des câbles, notamment grâce à l’utilisation de raidisseurs de COURBURE s LA CROISSANCE MARINE BIO
ENCRASSE- ment) peut avoir un impact important sur les configurations dynamiques des câbles. Le système d’ancrage Le système d’ancrage est un élément ESSENTIEL DES ÏOLIENNES mOTTANTES QUI représente un différentiateur unique PAR RAPPORT AUX FONDATIONS ÏOLIENNES conventionnelles. Malgré un retour DEXPÏRIENCECONSIDÏRABLEDANSLESEC- teur pétrolier et gazier, les systèmes d’ancrage utilisés pour les éoliennes mOTTANTES NONT PAS ENCORE ÏTÏ ENTIÒ- rement optimisés. Un certain nombre de solutions d’ancrage différentes sont à la disposition des développeurs de technologies, mais le niveau de conver- gence technologique est limité, avec une grande variété de systèmes mis en œuvre. La fabrication et l’installation La fabrication de structures éoliennes mOTTANTESESTENGRANDEPARTIEANALOGUE à la construction navale, ce qui permet AUXFABRICANTSDETIRERPARTIDESINSTALLA- TIONSDECONSTRUCTIONNAVALEEXISTANTES mais modifiées pour s’aligner sur les be- soins de production en série de l’indus- trie éolienne en mer. Comme dans le cas de la construction navale, le proces- sus de fabrication dépendra du chantier naval et sera donc adapté en fonction des installations disponibles. En général, un grand chantier sera nécessaire avec l’équipement approprié pour permettre la fabrication en série des plates-formes, installée sur le port pour faciliter une mise à l’eau rapide après la fabrication. D’une manière générale l’installation DES ÏOLIENNES mOTTANTES SUR LE SITE EN mer repose sur les étapes principales suivantes : s %TAPEASSEMBLAGEDESmOTTEURSSUR LEQUAI s %TAPE   MISE Ì LEAU DES mOTTEURS et éventuellement remorquage des mOTTEURS AU QUAI DINTÏGRATION UNI- quement dans le cas où la zone d’as- SEMBLAGEDESmOTTEURSETDINSTALLATION DESÏOLIENNESSONTDIFFÏRENTES  s %TAPEOPÏRATIONSDELEVAGEETDINS- TALLATION DE LÏOLIENNE SUR LE mOTTEUR BORDÌQUAI s %TAPEPRÏ
INSTALLATIONDESANCRESET DESLIGNESDANCRAGE s %TAPE   REMORQUAGE DES ÏOLIENNES mOTTANTESVERSLESITEDIMPLANTATIONEN MER s %TAPE   INSTALLATION DES ÏOLIENNES mOTTANTES s %TAPEINSTALLATIONDESCÊBLESDYNA- MIQUES s %TAPEMISEENSERVICE Le temps d’installation et les coûts des navires sont au cœur des efforts visant à réduire les coûts d’installation GLOBAUX ,INTÏGRATION DES PROCÏDURES d’installation dès la phase de concep- tion peut aider à développer des so- lutions optimisées et une meilleure surveillance météorologique ainsi que la disponibilité de navires dont les limi- TATIONSAUXCONDITIONSMÏTÏOSSONTPLUS faibles, peuvent contribuer à réduire les temps d’arrêt pour cause d’intem- péries. L’installation des systèmes d’ancrage et des câbles électriques est un sujet critique qui nécessite davantage de développement. L’utilisation de robot sous-marin (ROV) peut aider, mais des recherches supplémentaires sont né- cessaires dans ce domaine pour amélio- rer les procédures d’installation afin de réduire le temps et les risques associés à l’installation de ces composants clés. Bien que ces technologies aient été éprouvées dans l’industrie pétrolière et gazière, des solutions sur mesure sont NÏCESSAIRES POUR LES ÏOLIENNES mOT- tantes. L’assemblage de la turbine sur la PLATE
FORME mOTTANTE PEUT ÏGALEMENT être souligné comme un réel défi. Une coopération étroite entre les concep- teurs de plates-formes et les fabricants de turbines est primordiale. La roadmap de l’évolution du coût de l’éolien offshore Contexte Le secteur de l’éolien en mer connaît depuis 2010 une croissance significa- tive du nombre de fermes installées. La place de l’éolien offshore est main- tenant acquise sur le marché des énergies renouvelables. Plus que la croissance du volume, c’est le gain en compétitivité qui a été le plus spec- taculaire sur les dernières années. La BAISSEOBSERVÏEDUPRIXDU-7HVOIR figure 5) s’appuie sur : s LABAISSEDESCOßTS#!0%8/0%8  s LAMÏLIORATION DES PERFORMANCES DES turbines (courbe de puissance, dispo- NIBILITÏ lABILITÏ ETC  s LA MATURITÏ DE LA lLIÒRE RECONNUE ET CONDUISANT Ì UNE RÏDUCTION DES TAUX de retour attendus par les investis- SEURSDANSLESPROJETS s LE DÏVELOPPEMENT DES FOURNISSEURS et la meilleure disponibilité des com- 72 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 pétences, notamment localement, au PLUSPRÒSDESINSTALLATIONS s LA MUTUALISATION PARFOIS POSSIBLE DES moyens de maintenance. Un risque sur le productible structurellement plus faible que pour l’éolien terrestre s RESSOURCE VENT TRÒS HOMOGÒNE SUR- FACEPLANE FAIBLERUGOSITÏ  s UTILISATIONDELIDARmOTTANTASSOCIÏÌDES TECHNIQUESDEXTRAPOLATIONlABLES s VITESSES DE VENT MOYENNES PLUS ÏLE- vées en mer (machines de classe I GÏNÏRALEMENT lGURE  s INCERTITUDEPLUSFAIBLEDUEÌUNEMEIL- LEURECOHÏRENCEDESPROJETSENTREEUX la grande variété topographique des projets à terre limite les analogies, là où l’offshore offre plus de similitude QUANTAUXCONDITIONSDEVENTENTRELES différents développements (figure 7). Une filière entrée dans l’ère industrielle La figure 8 illustre la progression des volumes installés en offshore depuis 2000, avec une accélération sensible depuis 2010. Ces volumes conséquents associés à un recul de plus de 16 ans permettent au secteur de bénéficier d’un retour SUR EXPÏRIENCE TRÒS IMPORTANT ET DIS- ponible pour tout type de conditions. Les risques associés au raccordement, AUX CONDITIONS ENVIRONNEMENTALES Ì la fabrication, au suivi de qualité ou à l’installation des fermes sont désormais bien quantifiés et maîtrisés. Figure 5 : Evolution du prix du MWh d’origine éolienne offshore – Source : Bloomberg. Figure 6 : Comparaison des courbes de puissance en éolien offshore (en bleu à gauche) et onshore (en vert à droite). Figure 7 : Comparaison de l'incertitude sur le productible offshore (en bleu) et onshore (en vert). REE N°4/2018 Z 73 Eolien en mer : la maturation de la filière au travers de l’expérience d’un développeur énergéticien Le développement attendu du sec- teur démontre la pérennité de la filière et la sérénité associée de ses acteurs. Alors que ce secteur constituait au début des années 2000 une spécificité euro- péenne, on note l’émergence d’une in- dustrie globale et mondialisée. La figure 9 rappelle que la puissance installée reste majoritairement européenne, mais des développements prometteurs sont en cours notamment en Chine, à Taïwan ETAUX53! OFFRANTSDESPERSPECTIVESDE plusieurs gigawatts hors de l’Europe. L’éolien offshore n’est plus une simple opportunité pour les entreprises de construction du parapétrolier. C’est au- jourd’hui une vraie filière structurée. Des navires spécialisés et dédiés sont opé- rationnels. L’accroissement du nombre de navires et d’entreprises spécialisées CONTRIBUEÌMIEUXNEUTRALISERLESRISQUES DEXÏCUTION ET Ì BAISSER LES COßTS DES projets tout en maintenant les meilleurs standards de sécurité. Les turbines offshore bénéficient AUJOURDHUI DE LEXPÏRIENCE ACCUMU- lée pendant toutes ces années, et les nouvelles conceptions de machines se STRUCTURENTAUTOURDELEXTRAPOLATIONDE technologies éprouvées, limitant les risques des fournisseurs. Les progrès des outils de mesures sur site, permet- tant la maintenance préventive des ins- tallations, ont aussi permis de fiabiliser les turbines qui se standardisent, tout en offrant de plus en plus des adaptations spécifiques à chaque site pour optimi- ser la production. L’augmentation de la puissance unitaire des turbines a été le facteur-clé dans la baisse des coûts (diminution du nombre de fondations pour une même puissance installée). L’évolution de la puissance moyenne (5 MW en 2016) est illustrée par la figure 10. Les plus grosses turbines instal- lées aujourd’hui offrent une puissance proche de 10 MW. L’industrie profite de son dévelop- pement pour attirer les compétences Figure 8 : Installations annuelles et cumulées d’éoliennes offshore de 2000 à 2017. Source : Windeurope. Figure 9 : Capacité installée – Répartition cumulée par pays – Source : Windeurope. Figure 10 : Evolution de la puissance moyenne des éoliennes offshore (en MW) – Source : Windeurope. 74 ZREE N°4/2018 EOLIENNES OFFSHORE DOSSIER 1 ET LEXPÏRIENCE DAUTRES SECTEURS ,ES acteurs du secteur parapétrolier qui ne SINTÏRESSAIENT PAS AUX RENOUVELABLES AVANTSONTAUJOURDHUINOMBREUX à se rendre disponibles pour l’éolien off- shore, accélérant la professionnalisation ETLEXPERTISEDUSECTEUR L’importance croissante de la maîtrise des coûts d’exploitation ,ES #!0%8 ONT ÏTÏ SIGNIlCATIVEMENT diminués au cours des dernières années et l’enjeu est maintenant de plus en plus TOURNÏ VERS LES /0%8 POUR POURSUIVRE l’optimisation des coûts de l’éolien en mer. Le nombre croissant de fermes invite notamment à développer des lo- giques de mutualisation de moyens et de services de maintenance sur les parcs. La filière se structurant, les navires spécialisés investissent le marché et AMÏLIORENTLEFlCACITÏDESPHASESDEX- PLOITATION EN AUTORISANT UN ACCÒS AUX éoliennes plus aisé et moins dépendant des conditions météorologiques. Ces éléments combinés permettent de viser une meilleure disponibilité des machines pour un coût de maintenance diminué. ,A PHASE DEXPLOITATION EST PAR AIL- leurs prise en compte dès le début du développement afin d’en intégrer les spécificités au design. C’est en particulier LECASDESEXIGENCESDEMESURESETDE surveillance des équipements, utiles non seulement à l’élaboration de stratégie de maintenance préventive, mais aussi pour PRENDREAVANTAGEDEPOTENTIELLESEXTEN- sions de vie des parcs sur la base de calculs en fatigue directement effectués à partir des chargements réels. Perspectives L’offshore avec sa spécificité et les cultures maritimes venues d’autres sec- teurs a façonné des organisations de projets différentes de l’éolien terrestre. L’offshore a maintenant son paysage propre, structuré indépendamment de l’activité onshore. Le bon contrôle des risques résiduels tels que le mau- vais temps est un signe de maturité de la filière. Les réalisations récentes démontrent que les sponsors et les contractants ont maintenant la capacité DELIVRERLESPROJETSCONFORMÏMENTAUX coûts et plannings prévus, tout en main- tenant un haut niveau de sécurité. ,ESUCCÒSDELOFFSHORElXEEN%UROPE du Nord permet d’envisager avec CONlANCEDESEXTENSIONSDELAlLIÒRE géographiquement, mais aussi techno- logiquement, avec la diversité des fon- dations pouvant être considérées pour LElXE LAPOSSIBILITÏDERENDREDESINSTAL- lations rentables dans des zones moins ventées et dans des environnements plus sévères et enfin le développement PROMETTEURDELÏOLIENmOTTANT LES AUTEURS Grégoire de Roux est directeur In- dustrie adjoint, à EDF renouvelables, en charge des énergies marines. Sa mission comprend la structuration de la croissance de l’ingénierie off- shore et de ses compétences pour assurer la réussite du développe- MENTDESPROJETSETDELEUREXÏCU- tion, en France et à l‘international. Bernard Guitton est directeur du projet éolien en mer de Courseulles sur Mer. A ce titre, il dirige l’ensemble des activités concernant le dévelop- pement du projet (y compris l’obten- tion des autorisations), les études techniques préliminaires, le proces- sus d’appel d’offres pour les contrats EPCI, la préparation des activités DEXPLOITATION ET MAINTENANCE AINSI que la préparation du financement du projet. Julien Simon est ingénieur en éner- gies marines au sein de l’équipe des nouvelles technologies. Sa mission consiste à suivre le développement TECHNIQUEDELAlLIÒREÏOLIENNEmOT- tante pour EDF renouvelables. A ce titre, il supervise l’ensemble des TRAVAUX DINGÏNIERIE SUR LE PROJET Provence Grand Large (ferme pilote DÏOLIENNESmOTTANTEAULARGEDE&OS sur Mer). Pierre-Guy Therond est directeur des technologies à EDF renouve- lables. Sa mission consiste à évaluer, PROTOTYPER ET CONTRIBUER AUX PRE- mières réalisations de projets à ca- ractère innovant dans les domaines de l’énergie solaire, des énergies marines, du stockage de l’énergie et du digital.