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F. LempérièreHydroCoopE-mail 
hydrocoop.fr_at_free.frSite www.hydrocoop.org

• Lavenir des barrages est-il en mer ?
• Les besoins mondiaux délectricité passeront de
  16.000 TWh/an à plus de 50.000 TWh/an vers 2050.
• Lénergie hydroélectrique peut y contribuer de 2
  façons
• La production passera de 800 GW actuellement à
  2.000 GW (pour 7.000 TWh/an)
• Le stockage par P.S.P. (Pumping Stoarge Plant)
  passera de 100
• GW actuellement à 2 ou 3.000 GW pour réguler
  10.000 GW
• délectricité éolienne et solaire probablement
  indispensables vers 2050.
• La partie offshore pourra comprendre
• 300 GW dusines marémotrices (pour 1.000 TWh/an)
• 1.000 à 2.000 GW de stockage en mer, les sites
  terrestres de pompage étant
• limités par la topographie ou loccupation.

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Hydroélectricité mondiale vers 2050

• production Pompage Total Surface
• (GW) (GW) GW occupé (km²)
• Hydroélectricité Actuelle 800 100
  900 300.000
• terrestre
• Future 1.200 1.000 2.200 100.000
• Hydroélectricité 300 1.500 1.800 50.000
• Offshore
• Linvestissement offshore peut être du même ordre
  que linvestissement terrestre futur.
• Linvestissement global futur, pour
  lhydroélectricité peut être de 4.000 milliards
  deuros pour 4.000 GW en 40 ans, soit 100
  milliards par an (10 à 15 euros par habitant) et
  10 des investissements totaux en énergie.

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Usines marémotrices

• Les zones de forte marée correspondent à de
  faibles profondeurs et à des fonds en alluvions
  favorables à la fondation et à la constructions.
• Une utilisation économique nécessite
• une marée moyenne supérieure à 4 ou 5 m
• une longueur de digue inférieure à 0,2 km par
  km² de bassin, cest-à-dire
• des golfes ou des aménagements supérieurs à 100
  km².
• Beaucoup doptions sont envisageables pour la
  gestion des bassins, le type de turbine,
  lintégration au réseau.

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Bassin unique opérant dans les 2 sens

• De nombreuses solutions dexploitation ont été
  étudiées. Pour des raisons denvironnement,
  essentielles dans les zones considérées en France
  , la solution du bassin unique opérant dans les 2
  sens parait préférable. Cétait la solution
  prévue initialement pour la Rance avec 400 MW,
  cest la solution prévue pour Mezenskaïa en
  Russie (35 TWh/an pour 8.000 MW).
• Cette solution a le très grand avantage de
  conserver à la côte des conditions de marée
  proches des conditions naturelles (avec un
  décalage de 3 heures).
• La discontinuité de fourniture (2 x 4 heures sur
  12 heures) peut être compensée par le stockage
  dénergie en mer.

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Projet de Mezenskaïa

• Proche dArkhangelsk, à 1.000 km de Moscou et St
  Petersburg, ce projet est un bassin simple de
  2.000 km² constitué par un golfe fermé par une
  digue de 80 km.
• Une usine de 8 GW fournira 35 TWh/an utilisant
  des turbines orthogonales opérant dans les 2 sens
  avec un rendement supérieur à 0,7.
• Les usines seront préfabriquées en caisson de 100
  m x 45 m.
• Le prix de revient au KWh semble de lordre de 3
  cents deuro, y compris transport sur 1.000 km.
• Lassociation dune fourniture intermittente avec
  la production électrique russe (65 thermique et
  20 hydraulique) semble possible sans stockage,
  du moins pendant quelques années ou décennies.
• La réalisation dici 2020 est vraisemblable.

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Marnage en Manche en vive-eau moyenne
1.3
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Exemple daménagement envisageable en France

• Lessentiel du potentiel correspond à de grandes
  usines offshore le long
• du rivage.
• Le potentiel théorique, en GWh/an par km² est
  proche de 2 H² (H étant la
• hauteur moyenne de la marée en m) on peut en
  utiliser près de 40, soit
• 0,8 H². Pour les hauteurs H de 6 à 8 m des
  aménagements envisagés en
• France, le productible annuel par km² est donc
  de 30 à 50 GWh/an.
• Lessentiel pourrait être réalisé en3 grands
  sites
• - une zone de 5 à 600 km² dans le golfe de St
  Brieuc peut fournir
• 25 TWh/an (marée de 7 m).
• - une zone de 1.000 à 1.200 km² englobant
  Chausey et Granville peut
• fournir 60 TWH/an (marée de 8 m).
• - Une zone de 1.200 km² à 1.500 km²de lEst de
  Dieppe au Sud de
• Boulogne peut fournir 40 TWh/an (marée de 6.5
  m).
• Soit un total de 125 TWh/an, pris en compte
  pour 110 TWh.

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Exemple de réalisation en France
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Usines marémotrices (Impacts)

• Limpact sur les paysages paraît un élément de
  rejet à priori. Il mérite une analyse objective,
  les digues (10 m de haut à 20 km de la côte)
  étant très peu visibles en dehors de 6
  enracinements dont on peut choisir
  limplantation.
• La circulation routière le long des digues en mer
  ne sera pas sans intérêt.
• La gêne à la navigation liée aux digues
  (essentiellement pour pêche et plaisance) peut
  être largement compensée par des écluses (2 ou 3
  par site), par des améliorations des ports
  existants ou la création de nouveaux ports, par
  la réduction des vagues dans les bassins.
• Les impacts positifs incluent
• la suppression des fortes houles et des
  protections correspondantes à la côte,
• des hautes mers exceptionnelles, des risques de
  marée noire, du recul des
• falaises (Pays de Caux), de lensablement à
  terme du Mont St Michel, du risque
• dinondation en baie de Somme.
• de grandes facilités pour laquaculture et le
  tourisme
• des retombées économiques très importantes
  (emplois et recettes financières)
• Aucun déplacement de population nest
  nécessaire.

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Usines marémotrices en FranceMoyens techniques

• Pour des raisons de délais et pour éviter les
  impacts de travaux à la côte, la solution la plus
  probable comprendra
• Des brise lames en caissons fermant le bassin
  (assez proches par exemple des
• caissons récents de Tanger), abritant la
  construction et lexploitation de digues
• étanches en sable et gravier situées 100 ou 200
  m à lintérieur.
• Le coût de ces digues, construites en eau calme
  par de grandes dragues marines à
• partir de matériaux locaux, devrait être
  inférieur au coût de remblais terrestres le
• volume nécessaire est proche de 500 millions de
  m3 (soit 20 millions de m3/an,
• voisin de la cadence pour Le havre 2000).
• Des usines en caissons préfabriqués de lordre
  de 100 m de longueur unitaire
• (longueur totale 30 km en une quinzaine
  dusines).
• La préfabrication des brise lames et usines peut
  se faire simultanément en
• plusieurs sites, par exemple Dunkerque, Le
  Havre, Dieppe, Cherbourg ou Brest
• ou sur des sites créés spécialement.
• Des groupes bulbes ou des turbines orthogonales
  de modèle russe (Mezen),
• transportés par de très grands éléments.

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Usines marémotrices en France (coûts)

• Le coût, pour les 3 sites principaux produisant
  au total 110 TWh/an et sans tenir compte du
  stockage est
• - 170 km de brise lames x 50 millions/km
  8,5 milliards
• - 170 km de digue étanche x 30 millions/km
  5,1 milliards
• 36 GW dusines x 1 milliards / GW 36
  milliards
• (110 TWh/3.000 heures)
• Ecluses, aménagements portuaires et divers
  5 milliards
• 54,6 milliards
• soit un investissement de lordre de 0,5 /KWh/an
  (hors stockage).
• Les usines (environ 1.500 groupes de 25 MW) d
  une longueur totale de
• 30 km seront réparties le long des digues. Le
  coût dinvestissement dusines (1.000 euros KW)
  peut être comparé à celui de lusine coréenne de
  Shiva en achèvement pour 250 MW environ 1.000
  dollars/KW. Les hauteurs de charge sont voisines,
  le coût en France est à majorer pour inclure la
  facilité de pompage, mais à minorer pour leffet
  de série. Ce coût est homogène avec les coûts
  récents du Rio Madeiro au Brésil. Il peut être
  réduit en utilisant des turbines du modèle russe.

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Stockage dénergie en France

• En 2050, la France peut produire 250 TWh/an
  délectricité intermittente
• 100 TWh/an en marémotrices sur la Manche
• 100 TWh/an en éolien (principalement en
  offshore et dans la moitié Nord)
• 50 TWh/an solaire au Sud
• La régulation semble pouvoir être assuré au Sud
  par lhydraulique de lac et les P.S.P. existants
  ou à créer.
• Mais, dans la moitié Nord, il parait souhaitable
  de stocker environ
• 1 jour dénergie marémotrice et 2 jours dénergie
  éolienne (stockage en partie commun) soit environ
  500 GWh avec 15 GW de puissance, réparties en 4
  ou
• 5 sites de préférence le long de la côte ou le
  long dune digue de bassin marémoteur.
• De nombreux sites sont envisageables.

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Exemple de site de pompage

• 13

14
(No Transcript)
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Coût de stockage

5 lacs avec des hauteurs entre 50 et 100 m
au-dessus de la mer, avec une surface moyenne de
20 km² et un équipement unitaire de 3 à 4 GW
paraissent un objectif raisonnable. 3 de ces
sites peuvent être liés aux trois grands sites
marémoteurs, 1 autre peut être au pays de Caux
(par exemple à lEst de Fécamp) ou à lEst du
Cotentin, par exemple au Sud de Quineville. Un
autre peut être envisagé en Vendée. Le coût pour
5 sites comprendrait Brise lames pour 2 sites
(hors marémotrices) 30 km x 50 millions/km
1,5 milliards Digues 70 km x
150 millions/km 10,5 milliards Usines
15 GW x 600 millions 9 milliards
21 milliards correspondant à
lutilisation de plus de 150 TWh/an, soit un
investissement pour le stockage de 0,15
/KWh. Linvestissement total pour éolien
offshore et marémotrices apparaît de 0,5 ou 0,6
cents pour la production, plus 0,15 pour le
stockage, soit 0,7 euros par KWh annuel à
comparer à 0,5 pour le nucléaire qui doit
supporter aussi le prix de luranium, inconnu
dans 20 ans Le coût stockage compris au KWh
parait de lordre de 7 cents deuros à comparer à
13 cents payés actuellement pour léolien
offshore.
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Lélectricité en France en 2050

• Les besoins seront probablement entre 500 et 700
  TWh/an.
• Les énergies renouvelables peuvent fournir
• - Hydraulique classique 50 TWh/an
• - Marémotrices 100 TWh/an
• - Eolien 100 TWh/an
• - Solaire
• Biomasse et divers 50-100 TWh/an
• 300-350 soit 50 des besoins
• Le complément peut être
• - E.P.R. (suivant luranium disponible et à un
  coût inconnu)
• - Surgénérateurs (sils fonctionnent à un prix
  acceptable)
• - Courant solaire ou éolien dAfrique du Nord à
  prix rendu de 10 à 15 cents.