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  • IOA News Letters Summary

    An opportunity for the Maritime Industry with early application to Islands.

    GAUTHIER Michel. IOA Acting Chairman[1];
    LENNARD Don. Ocean Thermal Energy Conversion System Ltd; 

    Abstract: Recent study predicts a global growth of the shares for Renewable Energy to respond to the increasing World demand for primary energy. Among Renewables only rapid development of solar energy systems could permit to match the demand. Ocean Thermal Energy Conversion (OTEC) is one candidate. 

    OTEC transforms the heat stored in the surface water of tropical oceans into mechanical work to produce useful energy. The main advantages of OTEC are :

    • resource widely distributed in the Tropical regions where the main growth for energy demand is predicted, 

    • resource adapted to base-load and decentralised production, 

    • benign or positive environmental impacts,

    • simplicity of the technology,

    • additional products, including Deep Ocean Water Applications (DOWA), are beneficial including potable water,

    and it is predicted early OTEC applications will be to Small Isolated Islands scattered in the tropical ocean regions. 

    Very many sites are candidates for few tens MW OTEC/DOWA facilities. They represent the early market for OTEC, and priority island locations have already been identified. These potential early users are most often developing or poor countries which will not have the resources to pay at their real cost for the small plants adapted to their needs and the development of OTEC implies a long term strategy and international co-operation with government support from rich industrialised countries, and groupings such as the European Union with its Lomé and Cotonou Agreements. 

    Introduction

    Recently, attention of Solar Energy advocates was caught when reading a press release published in the March 2001 issue of “International Ocean Systems”. In this journal an article revealed that the NIOT, the Indian “National Institute for Ocean Technology” had ordered from a US company a large mooring line swivel with an acoustic release for the mooring of a 1MW OTEC barge. This announcement indicated that a significant step ahead was in course of development for OTEC technology. In this paper the authors will briefly review the basis of the OTEC process for the production of both electricity and fresh water, and revisit some past main attempts to design and promote the construction of OTEC plants adapted to the specific needs of small isolated island communities located in the ocean tropical belt, and make reference to other priority sites for such plants. 

    Basic OTEC principles and history. 

    The ocean surface is a huge captor of solar energy and most of this energy is stored under the form of thermal energy in the ocean surface layer. It is estimated that the annual amount of solar energy absorbed by the ocean is equivalent to several thousands times that consumed by humans. (i.e. 9 billion toe in 1990). The water in the surface layer of open ocean does not mix easily with deep water and the vertical temperature distribution shows a rather rapid change in temperature within the first few hundred metres below the surface. In the tropical region the water temperature of the sea surface upper layer ranges from 26 to 29 °C when that of the deep water at 1000 metres is quite uniformly ranging around 4 °C. This observation made by oceanographers in the mid - 1880s is at the origin of the Ocean Thermal Energy Conversion principle. It consists in using the ocean surface reservoir of warm water as the heat source of a machine and the deep water reservoir as its cold sink. The basic design of an OTEC power plant can be copied from the design of the steam engine using the Rankine cycle i.e. using hot source for heating and evaporating a « working fluid » in a boiler/evaporator, then expanding the working fluid vapour produced through a turbine before condensing the low-pressure vapour in a condenser using the cold sink to absorb and reject the remaining thermal energy outside the system. 

    In fact this conversion of thermal energy into useful mechanical (and then electrical energy) is identical to that of our traditional power plants using fossil or nuclear fuels. Except that the temperatures of the hot source and the cold sink are quite different. For traditional power plants the temperature difference is greater than one hundred degrees, but it is within the range of 20 to 25° C for OTEC. Thermodynamics laws say that the useful energy that can be extracted from a given quantity of thermal energy is proportional to this difference in temperatures and this is translated for Ocean Thermal Energy, as for other solar energy, in saying OTEC is a “diffuse” energy. By principle such diffuse energy conversions plants are at no-cost-for-fuel but they necessitate large installations to produce significant power. Hence OTEC plants are relatively high capital cost facilities.

    Because of the levels of warm and cold temperatures available in the ocean the choice of the working fluid is one determinant option for the development of the technology best adapted to OTEC. 

    A first option was imagined in 1881 (Arsène d’Arsonval 1851-1940). It was suggested to use any fluid having an appropriate vapour pressure at a temperature close to that of warm seawater. After cooling in a surface condenser the liquid working fluid was re-introduced by pumping in the evaporator, and recycled in the circuit. This concept is known under the name of closed-cycle OTEC.

    Among the many fluids initially suggested as potential candidates ammonia -NH3- was effectively tested at sea for the first time in 1978 on board of the Mini-OTEC-1 closed-cycle floating facility offshore Hawaii. Other fluids like propane, butane and freon are also main potential candidate working fluids for closed-cycle OTEC. Freon was first tested in the Japanese onshore 100 kW close-cycle OTEC plant experiment at Nauru in 1981.

    Main technical difficulties with closed-cycle OTEC is the design of large surface heat exchangers with low rate of corrosion by sea water that otherwise might leak and mix with the working fluid, and low fouling growth that could drastically reduce thermal exchanges and jeopardise plant efficiency. Industry claims available technology would enable the construction of modular closed-cycle OTEC plants with capacity of hundreds of MW.

    Another option was proposed and tested at sea in Cuba in the 1930s (G.Claude 1971-1956). In this second concept the working fluid was the warm seawater itself which forms vapour when boiling in an evaporator maintained at the appropriate low pressure. After driving the turbine the vapour was directed to the condenser stage. To maintain the appropriate pressure in the system requires specific gas exhaust equipment to remove air gas introduced in the system by the degassing of seawater and leakage through the structure. Vapour was condensed either through a direct contact condenser by mixing with cold sea water or directed through a surface condenser where desalinated water can be recuperated as a by-product of the thermal process. In both cases the condensed vapour was not reintroduced in the working fluid circuit and Claude’s concept is known as the open-cycle OTEC.

    In 1992, almost 60 years after Claude’s first experiment, a 210 kW open-cycle OTEC plant was built onshore Hawaii USA and successfully tested during one year by the Pacific International Center for High Technology Research (PICHTR) at the Natural Energy Laboratory of Hawaii (NELH). Main technical difficulties for open-cycle OTEC come from the low vapour pressure of the working fluid that imposes very large size turbines. Industry claims that available technology would enable the construction of modular open-cycle OTEC plants with capacity of tens of MW.

    OTEC for small Islands. 

    The solar resource is abundant and widely distributed in the tropical and sub-tropical regions and ocean thermal energy is available 24 hours a day all year round and hence presents the main advantage to be available for decentralized base-load production.

    OTEC technology is simple. Its thermo-machinery implies low temperature and low pressure components and its sea water pumping subsystem is off-the shelf for small plants with power capacity of a few Megawatts. 

    OTEC operation is thought to have benign environmental impacts when the extraction of energy is kept below 0.2 MW/km² . But environmental issues are not fully investigated yet and this value is calculated for open sea operation and should be adapted to local condition for coastal installation. 

    With the possibility for OTEC also to produce desalinated (potable) water as a by-product where it is needed, the OTEC development has been thought from its early beginning to be beneficial first to inhabitants of small islands scattered in the oceans’ tropical belt. Additionally, the cold deep water is free of pathogens but rich in nutrients and can therefore be used for other purposes – the so-called Deep Ocean Water Applications (DOWA) – for example pharmaceuticals, the growing of fish at greatly enhanced rates, and even agriculture. Some of these may be useful to island states in adding to the variety and total quantity of their GDP.

    A study of opportunities for OTEC in island locations around the world, undertaken in an unpublished report for the UK’s Department of Trade and Industry, included a number of relevant factors in addition to the fundamental one of the thermal resource. As a result it was possible to derive a priority listing. The factors included the present electrical generating system on each island considered, and whether it was based on oil, coal or hydro. Nuclear power was not an issue since none of the small islands would ever have a total power demand to justify a nuclear installation, and this remains the case today. The pricing of those fuels was important, and anomalies were critically examined. For example, in one Pacific island where the introduction of a hydropower system was expected to reduce generating costs, they did in fact rise. In the case of another island which had a hydropower system installed, both the dam and the lake were discovered to be in a rain shadow area causing the power supply to be unreliable. For a Carribean island, the initial survey marked it at a lower level of priority because the temperature difference in the location was some 22-23°C. However, when the preferred site for an OTEC plant was decided upon, the temperature difference there was found to be >24°C. Since for every 1°C increase in temperature difference, the efficiency of an OTEC plant increases by some 10%, the priority for that island increased. Factors in addition to temperature difference which were covered in this prioritising process included the distance from shore to the site (from zero to 100km), the scale of current velocities in the area (from less than 0.2m/s to greater than 0.6m/s) and the frequency of storms in the area and their severity. Clearly, the thermal resource was the key starting point though, and this was assessed for values of temperature difference from 19°C to >23°C, and for the depth at which this difference occurred from as little as 700m to a more usual 1000m. Each factor had a weighting applied to it in relation to the others, and within each values were assigned. For example, the factor with the highest weighting was the temperature difference, and the values for that varied from 8 where the ΔT was 23°C down to 1 where it was 19°C. Finally, the demand for power, and its anticipated rate of growth were assessed, and some islands were removed from consideration because the demand was less than would economically justify an OTEC plant.

    Taking all these factors into account the island locations which came out as the best opportunities for OTEC were: Papua New Guinea; Fiji Island; St. Lucia; Jamaica; Bahamas; Trinidad and Tobago; Cayman; Guam; and the Pacific Island Trust Territories. To take just two of those a little further, the preferred site in Fiji Island is on the second island - Vanua Levu – where the thermal resource was less than 1km from shore in an inlet rather like a Norwegian fjiord; and for St. Lucia the high ΔT was within 3km from shore on the west coast near Soufriere, due to the volcano which had exploded in times past, leaving Petit and Gros Piton on the shore as evidence of its existence. So encouraging was this site that a detailed survey of temperatures, depths and currents was undertaken for the whole of Soufriere Bay as far south as Gros Piton Point and out to 10 km. It is detail such as this which is necessary if proper prioritization is to be done. 

    A further example to demonstrate the interest of small islands for OTEC is the design of an onshore 3.5 MWe open-cycle OTEC electricity plant for the Guadeloupe Island in the 1950s. The Cold water pipe was 4.2 km long and 1.95 m in diameter. The design of the surface condenser allowed fresh water production of 5000 m3 per day. The global investment cost was 5075 million F (1959) i.e. about 70 million Euro present value but the priority seems to be to develop small OTEC plants to supply electricity to archipelagos of islands such as the Lackshedweep, Andaman & Nicobar Islands. In India the interest for OTEC was first raised early in the 1980s with the preliminary design of a 1 MW closed-cycle floating plant using ammonia as working fluid. The size of 1 MW is acknowledged as the minimum size to confirm results obtained today from theoretical studies and small size experiments, and to demonstrate the overall capacity for OTEC to supply commercial electricity. The construction of such a plant by India, with the assistance of the Japanese University of Saga, might be a stepping stone in the learning phase of the development of the OTEC technology necessary to scale up OTEC to tens and hundreds of MW.

    Conclusion 

    Very many sites – some of which have been mentioned - are candidates for few tens of MW OTEC/DOWA facilities. They represent the early market for OTEC, and priority island locations have already been identified. These potential early users are most often developing or poor countries which will not have the resources to pay at their real cost for the small plants adapted to their needs and the development of OTEC implies a long term strategy and international co-operation with government support from better off industrialised countries, or groups such as the EU.

    REFERENCES

    [1] Gauthier, M. “OTEC economics and electricity costs : a little of OTEC history” . IOA Vol 11 N°4, Winter 2000

    [2] Institut Français de Recherche pour l’Exploitation de la Mer. Publication Interne, 1985

    [3] Ravindram,M. “The Indian 1 MW Floating OTEC plant –An Overview”. IOA Newsletter Vol11, N°2,Summer 2000

    [4] Avery W. & Wu C. “Renewable Energy from the Ocean A guide to OTEC” . 1 Oxford University Press 1994

  • Le cas de la centrale ETM 5MW de Tahiti 

    Michel Gauthier

    Les technologies nécessaires pour l'exploitation de l'Énergie Thermique des Mers (ETM) sont connues et leur faisabilité a été démontrée, mais les coûts et le potentiel de production durable restent encore spéculatifs par manque de données d’exploitation d’usines pilotes représentatives (puissance de quelques MW sur plusieurs années ?).

    Le prix de revient du kWh ETM et le potentiel de production durable dépendront en premier chef des caractéristiques du site choisi pour implanter l’usine. Les températures, la variabilité du gradient thermique et la distance entre la source chaude et la source froide, les effets/contraintes de l’environnement sur les installations et réciproquement les effets/impacts de la construction et du fonctionnement de la centrale sur l’environnement, sont déterminant pour la conception des installations et l’appréciation des coûts, d’investissement et de production. 

    L’acquisition des données préalables au choix du site peut–être longue et coûteuse et l’effort à consentir reste à apprécier en fonction des risques identifiés par le maître d’ouvrage et acceptés par le constructeur. 
    A titre d’exemple, -pour en apprécier la pertinence-, et de guide à l’intention des promoteurs de projets ETM futurs ou en cours d’élaboration, voici les données de site rassemblées par l’IFREMER pour l’étude du projet de Centrale ETM de 5MW de Tahiti. 

    Paramètres caractéristiques du site d’implantation

    La solution retenue pour la construction était une usine implantée à terre sur la zone portuaire de la ville de Papeete. 

    Le chenal sous-marin réservé à l’installation de la conduite profonde depuis l’usine vers le large est une zone de 750 m de largeur et longue de 3 km. 

    Elle a fait l’objet de campagnes de reconnaissance bathymétrique, topographique et aussi de sondages superficiels de caractérisation des sols. 

    Les autres campagnes de mesures concernaient les paramètres :

    • températures et densités de l’eau en fonction de la profondeur, et leurs variations saisonnières,

    • vitesses et les directions des courants en fonction de la profondeur, et leurs variations dans le temps, 

    • niveau de la mer et ses variations en fonction du temps,

    • hauteur, périodes et direction de la houle, 

    • variations de la pression atmosphérique 

    • vitesse et les directions du vent au sol, 

    • croissance en poids des «salissures » marines formées/déposées sur différents matériaux , 
      en fonction du temps et de la profondeur d’immersion. 

    Les résultats de ces travaux effectués entre 1982 et 1984 servirent à établir le dossier des «Spécifications du Site» nécessaire à la conception de l’ouvrage.
    En prévision de l’ étude des impacts sur l’environnement, induits par la construction et le fonctionnement de la future centrale  un «état initial du Site» incluant plusieurs campagnes complémentaires de mesures hydrobiologiques fut établi par l’IFREMER.

  • Que dites vous là ? on la connaît la lune depuis la "nuit des temps", qu’elle éclairait peut être....

  • Voici l'argumentaire en faveur d'une expérience mondiale de prévision océanographique, début 1997, né d'échanges sur une "idée folle" de Michel Lefebvre et Neville Smith. Le programme GODAE est maintenant une réalité.

  • L'Océan recouvre près des trois quarts de la surface du sphéroïde terrestre
    Ce chiffre suffirait, seul, à démontrer l'importance que prend la Science de la Mer dans l'Étude générale de notre Globe. 

  • Tous ces flotteurs doivent renfermer , dans un tube de verre ou de métal logé dans leur intérieur,  un papier indiquant la longitude, la latitude ainsi que le jour la date et l’heure de leur immersion.

  • Article paru dans la revue trimestrielle du réseau ECRIN n°57 de septembre 2004

    Description d'une centrale de production ETM

    La production d'énergie

    L'alimentation en eau

    L'infrastructure

    L'ETM à quel coût?

    Quel impact sur l'environnement? Quel potentiel exploitable pour l'ETM?

    Les énergies marines : quelques mots à propos du potentiel exploitable des ressources.

    L'océan tropical est un vaste capteur d'énergie solaire et ses eaux de surface un immense réservoir de chaleur. La circulation océanique qui contribue, avec la circulation atmosphérique, à l'apport de chaleur depuis les régions tropicales vers les pôles et à l'établissement des climats crée une stratification relativement stable entre l'eau de surface chauffée par le soleil et l'eau profonde froide en provenance des régions polaires. Dans toute la région intertropicale la température de l'eau sous la thermocline (1) descend régulièrement jusqu'à 4° C à 1 000 mètres de profondeur alors qu'au-dessus elle est souvent supérieure à 20° C, 

    L'idée d'exploiter ce phénomène naturel pour produire de l'énergie est née en France au 19e siècle. Plusieurs procédés ont été expérimentés. Ils sont fondés sur le principe de thermodynamique selon lequel il est possible d'obtenir du travail mécanique à partir d'un transfert de chaleur entre deux sources à températures différentes. 

    Cette ressource en énergie thermique et les procédés pour sa conversion en énergie mécanique utilisable par l'homme sont connus sous le nom d'"énergie thermique des mers " (ETM) ou " Ocean Thermal Energy Conversion " (OTEC en anglais). 

    La ressource est abondante, stable, disponible 24 heures sur 24 tous les jours de l'année, largement distribuée et facile d'accès pour de nombreux pays situés dans la ceinture intertropicale. 

    Description d'une centrale de production ETM  

    Une centrale ETM est constituée

      • D'un sous-système de production d'énergie, avec comme composants principaux :
    • l'évaporateur dans lequel un fluide dit « de travail » passe de la forme 
      liquide à la forme vapeur grâce à l'apport de chaleur transmis par la circulation de l'eau chaude de surface, 
    • le condenseur, refroidi par la circulation d'eau froide profonde, où la vapeur est condensée après être passée dans une turbine,
    • la turbine qui transmet son énergie mécanique à un turboalternateur.
    • D'un sous-système d'alimentation en eau, froide et chaude, pompée en surface et en profondeur dans l'océan. 
    • De l'infrastructure, qui supporte et abrite tous les composants nécessaires au fonctionnement de l'usine. 

    La production d'énergie 

    La technologie des composants pour la production d'énergie dépend du choix du fluide de travail. Au stade actuel du développement de l'ETM il se dégage deux grandes options. Dans le domaine des températures disponibles, entre 4° C et 28° C, l'ammoniac et l'eau peuvent être utilisés. 

    Avec l'ammoniac, NH3 l'évaporateur et le condenseur sont des échangeurs ammoniac / eau de mer, à plaques ou à tubes métalliques, en titane ou en alliages d'aluminium. L'ammoniac liquide à la sortie du condenseur est pompé et réintroduit dans l'évaporateur. Il est ainsi recyclé sous pression (de l'ordre 900 kPa, soit 9 atmosphères) en permanence et l'on parle alors d'ETM en cycle fermé.

    Photo du flotteur sphérique construit pour la mise à i'eau de la conduite d'eau froide de 2.5 mètres de diamètre pour l'usine ETM . 

    La Tunisie., Brésil 1935. 

    Avec de l'eau comme fluide de travail, c'est l'eau chaude de surface qui se vaporise partiellement pendant son passage dans un évaporateur maintenu sous très faible pression (voisine de 3 kPa). Chaque kilogramme d'eau chaude produit environ 5 grammes de vapeur. Le condensat - c'est ici de l'eau - n'a pas à être recyclé. On parle alors d'ETM en cycle ouvert. L'avantage de ce cycle est la simplicité de ses échangeurs « à contact » (2) et son inconvénient la grande taille de la turbine qui fonctionne avec des écarts de pression très faibles, inférieurs à 2 kPa.

    Alors que des projets industriels existent pour des centrales à ammoniac en cycle fermé jusqu'à des puissances de 100 MW et plus, ceux des centrales à cycle ouvert restent à ce jour limités à des puissances de quelques dizaines de MW. 

    L'alimentation en eau

    Le faible différentiel de température disponible (à peine supérieur à 20° C) limite le rendement de la conversion à des valeurs très faibles (3). Pour assurer une puissance ETM de 1 MW net il faut alimenter l'usine avec des débits de l'ordre de 2 à 3 m3 s-1 tant en eau chaude qu'en eau froide. 

    Le «prix à payer» en termes d'énergie pour assurer cette alimentation est évidemment une donnée essentielle pour la viabilité du procédé. Avant que les premiers travaux expérimentaux ne démontrent qu'ils avaient tort, les détracteurs de l'ETM prédisaient que le pompage de l'eau froide utiliserait à lui seul plus d'énergie que l'usine ne pourrait en produire ! La réalité démontrée expérimentalement est que la puissance dite « parasite » de l'ensemble des « auxiliaires » nécessaires au fonctionnement peut être limitée à moins de 30% de la puissance brute produite, avec une part de l'ordre de 20% pour le seul pompage de l'eau froide. Ces performances sont le résultat d'une optimisation complexe entre de nombreux paramètres dont le plus « lourd » est le diamètre de la conduite. Il s'avère en effet que la réduction des pertes de charge passe par l'obligation d'opter pour des conduites de grands diamètres. La plus importante réalisation reste encore celle faite dans les années 1930 pour l'usine ETM « La Tunisie » à cycle ouvert flottante de 2,2 MW net. La tuyauterie pour l'alimentation, à raison de 5 m3 s-1, en eau froide à 5°, avait un diamètre de 2,5 m et était longue de 700 m. Elle était faite de tronçons en tôle d'acier roulée de 3 mm d'épaisseur (4). Les réalisations récentes, toutes de petites tailles, utilisent des tuyaux en PEHD (5) qui sont disponibles sur le marché jusqu'à 1,5 m de diamètre. Pour la réalisation d'usines ETM de 100 MW et plus, les promoteurs étudient l'utilisation de plastiques armés ou de bétons allégés pour la construction de conduites de 15 à plus de 30 m de diamètre.

    L'infrastructure

    Elle dépend essentiellement du site choisi pour implanter l'usine. La théorie autoriserait d'implanter l'usine à n'importe quelle profondeur entre la source chaude et la source froide mais toutes les réalisations ont jusqu'à ce jour opté pour des infrastructures en surface construites sur .la côte (on-shore), ou sur des supports flottants en mer (off-shore) plus ou moins profonde. L'avantage de l'installation en mer profonde, à l'aplomb de la ressource en eau froide, est de minimiser la longueur de la tuyauterie alors verticale et donc le coût et les pertes de charges. Son inconvénient est de compliquer le transfert de la production énergétique vers les lieux de consommation. A contrario l'implantation à terre facilite ce trans- fert, mais oblige à allonger la conduite - alors forcément plus ou moins inclinée - pour accéder à la ressource froide, et à résoudre des problèmes toujours difficiles d'" atterrage ». 

    Au stade actuel de développement de l'ETM il se dégage une certaine distribution des différentes options avec leurs avantages et inconvénients respectifs en fonction des besoins exprimés. À court terme, ce sont des unités ETM à cycle ouvert " onshore » de petite puissance (1 à 20 MW) qui répondraient le mieux aux besoins de développement de petites communautés isolées, littorales ou insulaires, en zone tropicale. À long terme ce sont des usines ETM à cycle fermé, flottantes en haute mer, d'une capacité de plusieurs centaines de MW pour la production de combustibles synthétiques transportables, qui pourraient contribuer à l'approvisionnement du marché mondial de l'énergie (6)

    L'ETM à quels coûts?

    L'ETM est une forme d'énergie de faible densité, comme le sont en général les énergies renouvelables, et son exploitation requiert la construction d'installations lourdes en investissements. 

    Des études - la plupart américaines - donnent des estimations de coûts d'investissement et de production 
    pour des usines ETM flottantes jusqu'à 100 MW. Ils varient dans des fourchettes très larges, de 4 à 12 US $/Watt pour la construction et de 7 à 22 US cent/kWh pour le fonctionnement, selon les distances à la côte - de 10 à 400 km (7). Ces estimations reposent sur l'extrapolation de données expérimentales à des échelles de temps et de puissance - de l'ordre de quelques mois et quelques centaines de kW seulement. Elles ne sont pas jugées suffisamment crédibles ni suffisamment attrayantes au prix actuel du marché de l'énergie traditionnelle, pour attirer des investisseurs privés.

    Un programme de construction d'usines pilotes de 1 à 10 MW électriques apporterait une réponse à ce besoin d'expériences ETM à échelles intermédiaires tout en contribuant au développement de petites communautés insulaires particulièrement isolées où le prix de l'énergie produite souvent par des petites centrales diesels-électriques est très élevé. C'est dans cette perspective que la France avait entrepris au début de la décennie1980 l'étude d'une centrale ETM de 5 MW électrique à Tahiti. Le projet a été abandonné en 1986 (8).

    Les États-Unis ont plusieurs projets de centrales ETM pour leurs bases militaires d'outre-mer, une de 8 MW pour Diégo Garcia dans l'Océan Indien et l'autre pour celle de Guam. L'Inde et le Japon se sont associés pour réaliser une ETM de 1 MW. Montée sur une barge flottante l'usine « Sagar Shakthy " a été présentée en 2001 avant d'être remorquée pour essais sur la côte près de Tuticorin au sud-est du continent. 

    Photo de la barge ETM indo-japonaise " Sagar Shakthi " porteuse d'une centrale ETM expérimentale de 1 MW. Elle est ici à quai avant son remorquage au large où elle sera équipée pour essais de sa conduite vel1icale d'amenée d'eau froide en PEHD de 1 m de diamètre et longue de 1000 mètres 

    Quel impact sur l'environnement ? Quel potentiel exploitable pour l'ETM ? 

    L'ETM ne génère par principe ni chaleur ni polluants mais perturbe des flux naturels d'énergie et de matière. Il convient donc de définir la nature et l'ampleur de ces perturbations sur le milieu naturel avant de pouvoir évaluer leurs effets aux niveaux local, régional et global. 

    Pour assurer une production ETM d'1 MW il faut alimenter l'usine avec des débits de l'ordre de 2 à 3 m3 s-1 tant en eau chaude qu'en eau froide. Ce sont donc des volumes d'eau considérables qui seront pompés puis rejetés dans le milieu naturel. Les organismes vivants entraînés au travers des crépines d'aspiration seront affectés et probablement tués par les effets physiques et les traitements biocides (anti-fouling) qu'ils subiront durant leur transit dans l'usine. Quant aux effluents liquides, Ieur redistribution dans le temps et dans l'espace, dépendra des caractéristiques hydrographiques du site, de la puissance de l'usine et de sa conception. Ils seront réintroduits dans le milieu naturel à des températures de quelques 
    degrés différentes (2 à 3° C) de celles des eaux à leur entrée dans l'usine et selon les choix: eaux du condenseur et de l'évaporateur séparées ou mélangées, profondeurs et formes des évacuations... les effets sur l'environnement pourront être différents et plus ou moins sensibles. 

    Pour les petites centrales littorales, les résultats d'études et d'essais indiquent que les risques associés à leur exploitation ne devraient pas altérer gravement la faune et la flore marines vivant à proximité et que les effets des rejets dans l'océan resteraient minimes (9)

    Pour de grosses centrales de 100 MW et plus, les résultats des travaux de simulation réalisés aux USA donnent des informations sur les limites et les procédures à respecter pour leur exploitation. Elle serait 
    « durable » à condition de rester en deçà de 0,07% de la chaleur solaire absorbée par l'océan (10). Dans les régions propices, là où un écart de températures supérieur à 22 °C existe en permanence entre les eaux en surface et à 1 000 m de profondeur, la puissance ETM exploitée devrait rester inférieure à 0,5 MW net par km2 d'océan. La superficie totale de ces zones étant évaluée à 60 millions de km2, le potentiel de la ressource permettrait l'instalation d'usines - soigneusement espacées les unes des autres - d'une puissance globale de 10 000 GW ! 
    C'est un ordre de grandeur équivalant aux besoins mondiaux actuels. 

    Un aspect particulier de l'eau profonde froide est qu'elle est non seulement froide mais aussi riche en éléments nutritifs. Les rejets d'usines ETM de grandes puissances pourraient donc agir à la 
    manière des «upwellings» (11) naturels qui refroidissent et « fertilisent » les eaux de surfaces. À très long terme, l'exploitation contrôlée de l'ETM pourrait stimuler la production biologique primaire des eaux dans des régions de !'océan où elles sont naturellement pauvres, et aussi diminuer le risque de formations cycloniques en abaissant la température de surface des « loupes » d'eau chaudes tropicales où elle puisent leur énergie. 

    Michel Gauthier 


    Les énergies marines : quelques mots à propos  du potentiel exploitable des ressources

    Les formes d'énergies marines théoriquement exploitables sont nombreuses et variées. On ne considère ici que celles dont on estime avoir démontré la faisabilité technique. Elles sont des composantes du «cocktail» d'énergies renouvelables que les experts recommandent de développer pour apporter des solutions aux problèmes que pose la croissance des besoins mondiaux d'énergie primaire, besoins qui 
    pourraient atteindre selon les scénarios entre 14 à 25 Gtoe (12) en 2050, à comparer à ceux actuels proches de 10 Gtoe (13). Leur potentiel en termes économique et écologique est encore mal connu faute d'expériences in situ suffisantes par la taille, le nombre et la durée. 

    Toutes ces énergies ont pour origine des phénomènes naturels dus à l'influence du Soleil et de la Lune sur 
    l'océan. Leur exploitation n'implique pas d'apports anthropiques dans la biosphère, contrairement à la combustion d'un fuel fossile ou nucléaire, mais seulement des perturbations de flux naturels d'énergie et de matière. Pour donner des ordres de grandeur réalistes à la ressource exploitable, il conviendrait donc pour chacune d'elles de faire l'inventaire de ces flux et de la fraction qu'il peut-être convenu de perturber.


    1. Thermocline : couche d'eau de mer où s'observe une variation rapide. Retour texte

    2. Le choix d'un condenseur à surface permet de récupérer le condensat : c'est de l'eau douce. L'ETM en cycle ouvert permet d'intégrer directement production d'eau douce et production d'énergie. Retour texte

    3. Le rendement théorique dit de Carnot est égal à (T°chaud-T°froid)/T°Kchaud Retour texte

    4. L'installation de cette usine, "La Tunisie", du pionnier de l'ETM, G. Claude, au large de Rio de Janeiro en 1935, fut un échec. Cet échec est plus imputable à l'absence de prévisions météo-marines fiables et au manque d'expérience pour les travaux en mer qu'à la technologie de la construction de la conduite. Retour texte

    5. PEHDou poly-éthylène haute densité, utilisé notamment pour toutes Ies alimentations d'eau du Natural Energy Laboratory of HawaII Authority (NELHA) aux USA (http://www.nelha.orgRetour texte

    6. On peut se référer à l'article daté 2003 de W. Avery pour la réévaluation économique de la production par l'ETM de combustibles exportables. Retour texte

    7. Luis Vega, Ocean Thermal Energy Conversion-OTEC (III), Article IOA Newsletter. Vol. 12 n°4, Winyer 2001 Retour texte

    8. La réduction brutale du prix du pétrole (le prix du baril fut divisé par deux en moins d'un an) a rendu le coût du KWh ETM moins compétitif. Retour texte

    9. Y. Monbet. Rapport Ifremer / Deroet« Avant projet Tahiti 5MW. Etudes des impacts sur l'environnement ". Décembre 1987. Retour texte

    10. W. Avery and C. Wu "Renewab e energy from the ocean". A guide to OTEC Oxford U.P 1994. Retour texte

    11. Il s'agit de "remontées naturelles d'eau froide profonde" qui, chargées de sels minéraux (nutriments), viennent "fertiliser" les eaux de surface. Retour texte

    12. Gtoe: Gigatonnes équivalent pétrole (109). Retour texte

    13. Energy.. The Next Fifty Years ". OECD, 1999. Retour texte

     

  • Jean-Paul Guinard -  mars 2004 - mise à jour janvier 2005

    La société Micrel a développé sous contrat Ifremer à partir de brevets BrIO, un profileur de température EMMA-T.

  • Raymond Zaharia

    Des progrès énormes ont été réalisés au cours des quatre dernières décennies en particulier grâce à l’avènement de nouveaux outils d’observation, les satellites, qui ont offert une vision globale, continue et homogène des océans. 

  • Mars 2005

    Au cours des années récentes, une prise de conscience des enjeux et des risques du Changement Climatique s'est développée à travers le monde, engendrant des propositions et des projets de recherche technique.

    Le développement des énergies renouvelables est une composante importante de l’effort entrepris pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. 

    Une forme d’énergie marine : L'Énergie Thermique des Mers (ETM) apparaît particulièrement prometteuse par l’ampleur et la stabilité de la ressource, sa  distribution géographique et sa facilité d’accès.

    L'océan est en effet un énorme accumulateur d'énergie solaire. Dans ses couches de surface la température de l’eau peut atteindre +28°C dans de vastes régions tropicales alors que vers 1000 m de profondeur, on dispose d'eau froide à +4°C en moyenne en non moins énormes quantités. D'où l'idée d'exploiter cette différence de températures dans une machine thermique fonctionnant selon le cycle de Carnot pour fournir de l'énergie mécanique . Il est également possible d’utiliser l’eau profonde seule comme source de frigories bon marché pour l’industrie du froid et du conditionnement d’air. (Voir les pages du site du Club des Argonautes dédiées à "L'Énergie Thermique des Mers" et à ce thème du conditionnement d’air). 

    Des réalisations expérimentales ont été construites et testées. Les résultats ont validé les technologies et les coûts des installations. Après avoir été le «pays pionnier» pour le développement de l’ETM, la France s'est retirée, il y a près de 20 ans, tant au niveau des pouvoirs publics que de ses industriels. 

    En l'absence d'un effort national à la hauteur des enjeux et des investissements déjà faits, ce sont les États-Unis et le Japon qui assurent aujourd’hui le « leadership » pour la valorisation de cette ressource renouvelable ! Le Club recommande une prise de conscience, aux niveaux national et européen, pour enfin mettre un terme à cette "impasse étonnante" sur le potentiel des ressources thermiques de l’eau des mers et des océans.

    D'autres sources d'énergies marines sont à l'étude :  

    L’énergie des courants de marée

    L'énergie de la houle

    L’énergie des marées

     

     

  • Le Gulf Stream doit sa notoriété actuelle au rôle qu’il est censé jouer dans la dynamique du

  • Jacques Merle

    Les caractéristiques géophysiques de l'océan dans sa relation avec le climat.

    L'océan représente une énorme capacité calorifique, plus de 1200 fois supérieures à celle de l'atmosphère, il est aussi un réservoir d'eau et de constituants chimiques, c'est sa fonction océanique de stockage sous forme de chaleur principalement. 

    Le plancher de l'atmosphère est en contact pour environ 71 % de sa surface avec l'océan et échange avec lui de la matière, principalement de l'eau, de la chaleur, de la quantité de mouvement, et donc de l'énergie, c'est la fonction océanique d'échange d'énergie et de masse. 

    Mais cette plaque océanique chauffante, ou refroidissante, n'est pas inerte, elle est soumise à des mouvement, les courants, qui déplacent cette énergie horizontalement et verticalement sous l’effet d'une dynamique océanique propre, elle-même en partie forcée mécaniquement par l'atmosphère sous l’effet du vent, c'est la fonction océanique de transport de chaleur.

    Ces trois fonctions ne sont pas indépendantes. Elles sont reliées entre elles par une équation de conservation qui peut s’écrire : 

    Échange = Stockage + Transport 

    Le bilan net de l’échange d’énergie en un point de la surface air-mer se répartit en un stockage local plus un transport à l’extérieur de la zone considérée.
    Si le stockage thermique ne varie pas, hypothèse plausible sur une longue période de temps, on peut déduire directement le transport thermique océanique méridien de la répartition du bilan net de l’échange de chaleur à l’interface. 

    Le transport de l'océan par les courants, associé à sa grande capacité de stockage de la chaleur et aux échanges de masse et d’énergie à son interface avec l'atmosphère, s'effectue à des vitesses très inférieures à celle du transport atmosphérique par les vents.

    Alors que la durée de vie maximale des perturbations atmosphériques est de l’ordre de trois semaines, les transports océaniques par les courants superficiels peuvent affecter sa température et sa densité pendant plusieurs mois, mais ces constantes de temps peuvent atteindre plusieurs siècles pour les courants profonds.

    C'est ce qui conduit à dire que l'océan possède une « mémoire longue » des perturbations qui l’affectent et explique son rôle prépondérant dans la variabilité du climat.

  • Ou des "énergies marines"?

    Michel Gauthier

    Cette expression désigne les phénomènes marins naturels et susceptibles d’être “exploités” pour produire de l’énergie utile aux activités humaines. L’expression anglaise “to harness marine energy” exprime bien l’idée qu’il faut “harnacher” les phénomènes comme on le fait pour les animaux de trait.

    La figure ci-après tente de représenter l’ensemble de ces phénomènes mais dans l’expression telle qu’utilisée couramment aujourd’hui quand on parle “d’énergies marines” cet ensemble est réduit aux phénomènes physiques des marées, des courants, des vagues et des différences de températures. Certains conviennent d’y inclure l’énergie éolienne non pas pour rappeler l’utilisation du vent par les navires à voiles mais pour différencier les problèmes posés par les “éoliennes” selon qu’elles sont implantées en mer (offshore) ou à terre. 

    L’utilisation de l’énergie des marées est très ancienne. Les “moulins mers” bretons en sont des vestiges. L’usine EDF construite sur la Rance produit 0,7% de l’électricité générée en France. La technologie est éprouvée. Les obstacles au développement de cette “filière” marémotrices sont: un nombre limité de sites littoraux propices à l’installation des usines, des impacts lourds sur l’environnement local et des coûts de construction élevés.
    À part les marées tous les autres phénomènes sont les résultats des transformations successives de l’énergie émise par le soleil et absorbée puis stockée sous forme de chaleur dans l’atmosphère et les océans. Ainsi, les échanges d’énergie entre l’océan et l’atmosphère créent les vents qui créent les vagues puis la houle et aussi les grands courants moteurs de la circulation océanique. Ces transformations successives entraînent une dégradation à la fois en quantité et en qualité du potentiel énergétique initial; on conçoit que c’est au niveau le plus haut, c’est-à-dire au niveau de la ressource thermique stockée dans l’eau océanique, que le potentiel exploitable est maximum
    De nombreux procédés ont été proposés, construits et expérimentés pour évaluer la viabilité de l’exploitation de ces ressources: houlomotrices pour exploiter l’énergie des vagues, hydroliennes pour exploiter celle des courants, procédé ETM (Energie Thermique des Mers) pour exploiter la ressource thermique, etc. Aucun n’a atteint un stade de développement industriel car leurs coûts de production sont plus élevés que ceux des filières brûlant des combustibles fossiles ou nucléaires. L’introduction de certains coûts dits sociaux et environnementaux, actuellement “externalisés”, dans les calculs des prix de l’énergie, serait a priori favorable au développement de ces énergies de type renouvelables. Donner un “coût à ce qui n’en a pas“, («Pricing the priceless»), est une entreprise politiquement lourde. Le projet "ExternE" de la Commission Européenne constitue un pas dans le bon sens; il reste a vérifier que cette démarche est appliquée avec la rigueur nécessaire.

    Voir plus de détail sur les énergie marines dans les articles suivants :

    L'énergie de la houle

    L’énergie des courants de marée

    L’énergie des marées

  • La possibilité de produire de l’énergie électrique à partir de la chaleur accumulée dans l’eau chauffée par le soleil à la surface des océans tropicaux est connue des physiciens depuis la fin du 19ème siècle.

  • À mi-chemin entre la réalité et la fiction, une fantaisie de Michel Lefebvre 

  • Élucubrations...

    L’expression «mémento» me rappelle ma jeunesse très catholique et j’oscille entre la version des «vivants» avant la Consécration et celle des «morts» après quand tout a été consommé.

  • Le Capitaine Nemo est mort en octobre 1868. Le Nautilus, son cercueil, repose au fond des mers. Avant de lui fermer les yeux, et à la demande du Capitaine, l’Ingénieur Cyrus Smith eut avec lui un entretien en tête à tête dont il garda secrète la teneur jusqu’à ce qu’il en fit part à Jules Verne.

  • Le Gulf Stream a acquis une réputation médiatique et même hollywoodienne

  • Michel Gauthier

    Calculs, Hypothèses , Approximations et Données.

    1. Données de base

    2. L'énergie hydraulique

    3. L'énergie thermique des mers

    4. L'énergie marée motrice

    5. L'énergie éolienne

    6. L'énergie de la houle

    7. Synthèse et discussions

    1. Données de base

    Pour chacune des énergies marines considérées on a cherché à quantifier :

    • La puissance globale représentative du flux d’énergie naturelle que l’on veut «domestiquer»
      On l’appelle Ressource Naturelle Globale - RNG. On l’exprimera en watts (W) ou, s’agissant de puissance moyenne, en wattheures par an (Wh/a, avec 8400 heures par année). Les valeurs de ces RNG pour chacune des formes d’énergies considérées sont extraites de “Energy Flows in Ocean”; de Rui Xin Huang du WHOI; elles sont rappelées dans le tableau ci-dessous. 
      ainsi que :

    • La fraction maximale de ce flux que l’on considère comme techniquement exploitable à l’horizon des décennies à venir. On l’appelle Potentiel Techniquement Exploitable - PTE. On l’exprime en wattheures par an.
      Les valeurs adoptées pour les PTE sont extraites d’articles et d’ouvrages pour la plupart rédigés par les promoteurs des procédés de conversion considérés. Ces données, plus ou moins optimistes, sont entachées des imprécisions inhérentes à toute technologie encore immature et ne tiennent compte que de façon encore très peu documentée de critères d’acceptabilité économique, sociale et environnementale. On considère qu’il s’agit seulement de valeurs maximales raisonnables. C’est le souhait du Club des Argonautes que cet essai puisse susciter un effort de la part des spécialistes promoteurs des systèmes d’exploitation pour approcher des valeurs de plus en plus réalistes des potentiels exploitables tenant compte de ces critères d’acceptabilité. 

    Tableau 1

    Flux entrant (dans l'océan) En PW soit 1015 W
    Flux Thermique Solaire ondes courte

    Dissipation interne Énergie de marée

    Énergie du Vent

    (Flux géothermique, p.m)

    (Transfert interne de chaleur des tropiques vers les pôles, p.m.)

    52,4 PW (Chaleur)

    0,0035 PW (travail)

    0,064 PW (travail)

    0,032 PW

    2 PW

    Flux sortant (de l’océan vers l’atmosphère)  
    Flux Chaleur Latente (vapeur d’eau)

    Rayonnement Infrarouge

    Chaleur Sensible

    31,1 PW

    17,8 PW 

    3,5 PW

    2. L’énergie hydraulique

    Á titre de démonstration de la méthode utilisée on l’a appliquée d’abord au cas de l’énergie hydraulique. Celle-ci n’est pas habituellement considérée comme une énergie marine mais c’est une forme d’énergie renouvelable dont l’exploitation repose sur des technologies éprouvées et qui bénéficie d’une longue expérience qui « crédibilise » la valeur estimée de son potentiel techniquement exploitable- PTE . 
    Le cycle de l’eau, le cycle hydraulique de notre biosphère, est alimenté essentiellement par l’évaporation de l’eau de l’océan - c’est à dire par le flux de chaleur latente transmis à l’atmosphère par l’océan. Seulement 10 % des précipitations retombent sur des terres émergées.
    La puissance thermique qui alimente le cycle de l’eau est de 31 PW (Tableau 1). Si seulement 10 % de ce flux est responsable de l’évaporation de l’eau de l’océan qui retombe en pluie sur les continents on admettra que (31 PW/10) soit 3,1 PW représente la limite supérieure de la ressourceLa valeur de la RNG pour l’hydraulique est donc égale à (3,1x8400) ou 26 000 PWh/a. Il s’agit là d’une puissance thermique. Par ailleurs le potentiel techniquement exploitable - le PTE - de la ressource hydraulique est évaluée dans la littérature à 14 PWh/a. Il s’agit de puissance primaire électrique. On en déduit la fraction PTE/RNG du flux d’énergie naturel exploitable par la filière hydraulique. Elle est égale à (14 PWh /26 000 PWh) = 0,0005 soit 0,05%.
    Ce rapport est représentatif du « rendement global » - hg - de l’exploitation de la ressource hydraulique. Il est le produit (hc x hu) du rendement hc (le rendement de Carnot ) de la machine thermique océan-atmosphère, ayant l’eau comme fluide de travail, qui transforme la chaleur en énergie mécanique, et du rendement hu qui prend en compte toutes les autres pertes : celles dues au relief, à la nature des sols et autres paramètres limitants qui font que toute l’eau des précipitations sur les terres émergées n’est pas turbinable dans des centrales……..

    Résumé pour l’énergie hydraulique : 
    Ressource Naturelle Globale RNG = 26.10 3 PWh/an thermique
    Potentiel Techniquement Exploitable PTE = 14 PWh/an mécanique/électrique 
    Rendement global hg = 0,0005 avec hc et hu inconnus

    L’énergie thermique des mers

    Sur d’immenses régions de l’océan tropical la différence des températures entre l’eau de surface et l’eau profonde (à quelques centaines de mètres de profondeur) est supérieure à 20°C. Ce phénomène naturel peut-être exploité selon le procédé dit Énergie Thermique des Mers – ETM. La ressource est largement accessible, stable et disponible 24 heures sur 24.

    La ressource naturelle exploitable par ETM est celle que l’océan mondial chauffé par le soleil absorbe sous forme de chaleur. Le flux de chaleur absorbé est estimé à 52,4 PW ou 456.10 6 TWh/an ( voir Huang; Tableau 1). 
    Une étude japonaise évalue le potentiel ETM exploitable dans la ZEE (Zone Économique Exclusive) japonaise à l’équivalent de 8,6 Gtoe soit 30.103 TWh ou 16 fois la consommation annuelle du Japon en   énergie primaire en 1980 ; c’est aussi l’équivalent de la consommation mondiale d’énergie primaire en 1990. Une autre source donne pour la ZEE indienne un potentiel de 184 GW électrique . 

    Une valeur du PTE mondial de la ressource ETM est celle donnée par W.Avery . D’après cet expert on pourrait extraire 0,19 MW de l’énergie solaire captée par 1 km2 de surface océanique située dans la zone tropicale la plus propice à l’exploitation ETM. Cette zone s’étale sur 60 millions de kilomètres carrés. Elle représente un PTE de 12 TW électrique soit 100 000 TWh/a. La fraction du flux d’énergie naturelle qu’il serait donc possible d’exploiter est hg = (PTE/RNG=100/456 000) =0,00023. 
    Par ailleurs avec des écarts de température exploitable de l’ordre de 22 °C , Avery évalue le rendement hc de la conversion ETM de chaleur (en travail puis) en électricité à 2,7% ou 0,027. 

    Résumé pour l’Energie Thermique des Mers
    Ressource Naturelle Globale RNG = 456.103 PWh/a thermique
    Potentiel Techniquement Exploitable PTE = 100 PWh/a mécanique 
    hg = 0,00023 avec hc = 0,027 et hu = 0,0085

    4. L’énergie marémotrice.

    Le phénomène de marée est scientifiquement bien connu ; il est prévisible avec une grande précision dans le temps et l’espace. Les zones privilégiées pour son exploitation sont les régions côtières là où la marée est à la fois de grande amplitude et aussi, selon les sites, propices à l’installation soit d’usines du type « la Rance», soit de parc d’hydroliennes là où les « courants de marée » sont intenses.

    La puissance mécanique dissipée naturellement dans l’océan par les marées (Tableau 1) est de 0,0035 PW soit RNG =29,4 PWh/a.

    L’usine française marémotrice de 240 MW construite sur la Rance et exploitée depuis 1968 est le meilleur exemple d’exploitation techniquement réussie. Elle produit annuellement de l’ordre de 0,5 TWh/a. Une évaluation du potentiel de production des sites mondiaux répertoriés susceptibles d’aménagements de ce type est de 400 Twh/a avec http://www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/ser/tide/tide.asp" <u="">un parc mondial de 150 GW installés et une disponibilité de 2 300 heures par an. 

    Quant au potentiel du captage des courants de marée par hydroliennes, certains estiment le potentiel des mers européennes à 12 GW pour la puissance installable et 48 TWh de production annuelle. Compte tenu des ordres de grandeur impliqués et en l’absence de données sur la puissance techniquement exploitable par cette technologie d’hydroliennes, on la supposera arbitrairement égale à celle du type « la Rance » .
    Le PTE mondial du phénomène de la marée exploitée par les deux procédés : barrages plus hydroliennes, serait alors de 800 TWh/an et la fraction d’énergie naturelle exploitable : PTE/RNG = (800 TWh /29,4 PWh) = 0,027 ou 2,7 % de la ressource naturelle soit hg = 0,027 .

    Il est important de souligner qu’ici la puissance du phénomène naturel exploitée est une puissance mécanique et non plus thermique comme vu précédemment pour l’ETM et l’ hydraulique.

    Résumé pour Énergie des marées
    Ressource Naturelle Globale RNG = 29,4 PWh/an (énergie mécanique)
    Potentiel Techniquement Exploitable PTE = 800 TWh/an (idem) 
    hg = hu = 0,027. (Ici hc est sans objet car RNG est ici de l’énergie mécanique).

     4. L’énergie éolienne

    Le vent puise son énergie dans les variations des caractéristiques thermodynamiques des masses d’air atmosphérique. Le vent est caractérisé par son intensité et sa direction qui résultent de l'équilibre entre des forces de pression, de Coriolis et de frottement, variables selon les latitudes, la nature des sols, la répartition des océans et des continents, etc. 
    Il est convenu de différencier les équipement éoliens « offshore », implantés en mer, de ceux sis «à terre» qui sont assujettis à des contraintes techniques et juridiques différentes. On ne considère ici que le captage de l’énergie du vent dit «offshore». 

    La puissance mécanique dissipée par le vent sur l’océan mondial est estimé à 64 TW. (Tableau 1). La RNG éolienne est donc de (64x8400) =537 PWh/a.

    L’Allemagne prévoit de s’équiper d’installations offshore capables de 25 GW à l’horizon 2030 . http://www.sparksdata.co.uk/refocus/showdoc.asp?docid=17899722&accnum=1&topics=">Le Canada prévoit de disposer de 3,4 GW installés d’éoliennes offshore produisant 12 TWh/a, en 2025 . Le Royaume Unis estime qu’en 2010 sa ressource éolienne pourrait satisfaire 6 % de sa demande en électricité avec une contribution de la part « offshore » proche de 15 TWh/an ; le potentiel global de la ressource pour l’Europe entière serait de 1845 TWh annuels .
    En l’absence de données pour la PTE spécifique de la ressource mondiale on supposera de façon arbitraire qu’elle pourrait être dix fois celle donnée ci-dessus pour l’Europe seule, soit 1845x10=18 450 TWh/a. 

    La fraction techniquement exploitable de la ressource éolienne offshore est donc :

    PTE/RNG = (18,45 PWh/537 PWh ) soit hg = 0,034 ou 3,4 %.

    Résumé pour l’énergie éolienne offshore. 
    Ressource Naturelle Globale RNG = 537.103 TWh/an (mécanique)
    Potentiel Techniquement Exploitable PTE = 18450 TWh/an (mécanique) 
    hu =hg = 0,034

    6. L’énergie de la houle.

    La dissipation par frottement de l’énergie du vent soufflant sur la mer est à l’origine des vagues et de la houle; ce phénomène peut se propager très loin des zones où il s’est formé. En un point donné sa puissance mécanique s’exprime en kW par mètre de largeur de crête. 

    La puissance moyenne dissipée par la houle sur la façade atlantique française est évaluée à 45 kW/m et l’exploitation de la ressource nationale serait capable de produire annuellement 417 TWh ; ce qui est équivalent à la production électrique du parc nucléaire national de 420 TWh en 2001. Le potentiel de la ressource sur la côte ouest des Etats-Unis est évalué à 440 TWh/a; soit du même ordre de grandeur que la production hydraulique du pays, 350 TWh/a en 1998 .

    Selon le World Energy Council, 10 % de la demande annuelle mondiale en électricité – qui est de 14 000 TWh/a  pourrait être couverte par la production houlomotrice. On adoptera donc cette valeur de (14 000/10)=1 400 TWh/a comme valeur de la PTE – Potentiel Techniquement Exploitable - par des houlomotrices. 
    C’est dix fois moins que la PTE estimée pour les éoliennes qui puisent dans la même ressource : le vent. 

    Le Tableau 1 ne fournit aucune évaluation pour la RNG - l’énergie dissipée naturellement par la houle dans l’océan mondial - mais seulement celle dissipée par le vent. Nous conviendrons donc que le vent produit la houle avec un rendement égal à 1; ce qui est évidemment irréaliste ; c’est une valeur maximum adoptée pour les besoins de cet essai d’évaluation.

    La somme (1 400 TWh houle + 18 450 TWh éolien) serait alors la fraction maximale de la ressource naturelle du vent offshore exploitable par l’ensemble des parcs mondiaux houlomoteur et éolien, soit un PTE de 19 850 TWh/a

    Résumé pour l’ensemble Houle + Vent.
    Ressource Naturelle Globale RNG = 537.103  TWh/an (mécanique)
    Potentiel Techniquement Exploitable PTE = 19 850 TWh/an (mécanique) 
    hg = hu = 0,037.

    7. Synthèse et discussion.

    La production annuelle d’énergie primaire que l’on pourrait extraire des énergies marines serait de l’ordre de 120 000 TWh d’électricité. 

    Ceci est équivalent à la totalité de l’énergie primaire consommée par l’humanité en l’an 2 000 (et environ 10 fois la consommation annuelle d’électricité des pays de l’OCDE qui était de 10 000 TWh en 2000 avec 15 % de production renouvelable, pour l’essentiel d’origine hydraulique). 

    Les contributions respectives des procédés de conversion des phénomènes marins à cette production seraient de:

    •  800 TWh pour l’énergie des marées, 

    • 1 400 TWh pour celle de la houle,

    • 18 450 TWh pour l’énergie éolienne, 

    • 100 000 TWh pour la conversion par ETM. 

    Ces contributions entraîneraient des perturbations :

    • pour l’ETM, de 0,02 % du flux de chaleur solaire absorbé par l’océan,

    • de 4 % de l’énergie mécanique du vent « offshore », et

    • de 2% de l’énergie mécanique dissipée par la marée.

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