Thierry Kalanquin, président de Naval Energies

2017-07-24T10:11:47+00:00

« Industrialiser et commercialiser des centrales EMR clés en mains »


Constituée en janvier 2017, Naval Energies (auparavant DCNS Energies, ndlr) a pour ambition de devenir un acteur mondial des énergies marines renouvelables (EMR) dédié au développement de trois technologies : les hydroliennes, l’énergie thermique des mers (ETM) et l’éolien flottant. La filiale de Naval Groupe (auparavant DCNS, ndlr) compte notamment parmi ses actionnaires TechnipFMC qui lui apportera son expertise en matière d’ingénierie et de conduite de projets complexes en environnement marin.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une publication dans le numéro 1847 de la revue « Pétrole et Gaz Informations » (mars/avril 2017). Le 6 juillet 2017, DCNS Energies est devenue Naval Energies, alors que DCNS devenait Naval Group. Pour des raisons de cohérence, toutes les dénominations ont été modifiées.

Pétrole et Gaz Informations : Avec la création de Naval Energies, le groupe DCNS a annoncé la filialisation de son activité Energies Marines Renouvelables (EMR). Quels en sont les objectifs ?

Thierry Kalanquin : Naval Group travaille sur le sujet des EMR depuis maintenant neuf ans. Cela a commencé au travers d’un incubateur à un moment où le groupe avait choisi les EMR comme axe principal de sa diversification. Nous avons ainsi déjà investi, au cours des huit dernières années, 150 millions d’euros en R&D dans les trois lignes de produits que sont l’éolien flottant, l’hydrolien et l’énergie thermique des mers (ETM). Nous entrons désormais dans la phase industrielle et commerciale. C’est un virage stratégique qui nécessite de changer d’organisation pour adresser le marché de l’énergie qui est très différent de celui de la défense. L’arrivée de nouveaux partenaires financiers et industriels comme Bpifrance, TechnipFMC et BNP Paribas Développement répond à un besoin de financement de cette stratégie d’industrialisation et de commercialisation de solutions globales et clés en mains.


PGI : Quels expériences et savoir-faire avez-vous acquis sur vos différentes technologies ?

TK : Pour ce qui est l’hydrolien, qui est aujourd’hui la technologie la plus mature, nous testons depuis huit ans plusieurs générations de turbines à l’EMEC*, en Ecosse. Nous disposons notamment d’une turbine de 6 m de diamètre qui est connectée au réseau de transport d’électricité depuis 10 000 heures. De plus, au travers de fermes de démonstration, en France et au Canada, nous testons des exemplaires pré-industriels de nos turbines de 16 m de diamètre pour une puissance nominale de 2 MW. Nous sommes en train de « déverminer » notre solution industrielle, de commencer à mesurer la puissance effective et le rendement de nos turbines, de qualifier la qualité de l’électricité sur le réseau et de valider nos processus d’installation et de connexion. Notre objectif est de pouvoir livrer au cours des prochains mois des fermes pilotes et des fermes commerciales d’hydroliennes.
Pour ce qui est de l’ETM, nous avons installé un prototype à terre, à La Réunion, il y a cinq ans maintenant pour valider la technologie, notamment le rendement du moteur thermique.
Dans le même temps, nous sommes en train de concevoir notre premier de série industriel qui sera installé à La Martinique dans 4 à 5 ans, dans le cadre du projet NEMO. Les processus de validation et de permis sont en cours. Enfin, pour ce qui de l’éolien flottant, nous sommes présents sur deux projets de ferme pilote, le premier en France et le second aux États-Unis, et nous installerons nos premiers flotteurs avec une turbine de 6 MW en 2019-2020. Au cours des dernières années, nous avons passé beaucoup de temps à valider nos modèles de simulation car l’une des difficultés de l’éolien en mer réside dans la combinaison entre l’hydraulique et l’aéraulique. Il est essentiel de disposer de modèles numériques qui intègrent ces deux univers, ceux-ci n’existant pas sur le marché. Nous travaillons actuellement sur la conception des flotteurs et nous préparons leur certification de manière à lancer leur construction dès l’année prochaine.

PGI : Pour ce qui est de l’ETM, sur quels verrous technologiques travaillez-vous ?

TK : Dans ce domaine, il y a deux grands défis technologiques à lever. Le premier concerne la performance du système thermique. Cette technologie utilise en effet une différence de températures assez faible, de l’ordre de 20 °C, puisque la température de l’eau que l’on pompe à 1000 m de profondeur se situe entre 4 et 5 °C, et celle des eaux de surface se situe à 25 °C. La question du rendement est cruciale et il faut aller chercher le pourcent de ce rendement pour être rentable. Le second défi concerne la conception et la réalisation d’une conduite de 5 mètres de diamètre et 1 000 mètres de long pour aller pomper de l’eau à -1000 m.
Pour faire fonctionner cette centrale ETM de 16 MW et 10 MW net, il sera nécessaire de pomper environ 100 000 m3 d’eau par heure. Les dimensions de cette conduite et de la station de pompage seront plus de deux fois plus importantes que ce qui existe aujourd’hui de par le monde. Nous sommes en phase de validation de la conception de ces équipements. Comme on utilise une grande partie de l’énergie disponible pour pomper l’eau, la performance marginale est cruciale pour la performance économique. Si on perd 10 % de rendement, l’équation économique devient très complexe. Notre objectif est de lancer la fabrication de cette centrale ETM au cours du second semestre de 2018 pour une installation sur site en 2021.


PGI : Vous souhaitez proposer aux acteurs du marché des solutions clés en mains. Pour quelles raisons ?

TK : Cette notion de clés en mains est fondamentale dans notre métier. Pour ce qui est de l’hydrolienne par exemple, la turbine ne représente qu’une grosse moitié du Capex. Donc, si on ne maîtrise pas le coût de l’installation, de la connexion ou de la maintenance, on ne travaille que sur la moitié de l’optimisation d’une technologie, ce qui est dommageable pour sa performance économique. Dans le domaine de l’hydrolien, il y a quatre sujets essentiels. D’une part, la production d’énergie. C’est à dire la capacité à extraire cette énergie avec un bon rendement à partir des courants de marée. D’autre part, l’installation et la récupération de la turbine à un coût optimal. Ensuite, la connexion de câbles dans des zones de forts courants. Et enfin, la capacité à assurer la maintenance à un coût optimisé. C’est notamment pour cette dernière raison que nous avons développé nos propres moyens d’installation.


PGI : Vous travaillez également sur la question du stockage de l’électricité produite par les hydroliennes…

TK : Il y a plusieurs briques qui constituent une solution d’EMR : la production d’énergie, le stockage, la connexion au réseau… L’objectif est de faire fonctionner cette boucle de manière optimale. C’est notamment pourquoi nous avons développé nos propres systèmes de conversion d’énergie et que nous travaillons sur la maîtrise de l’interface entre la production et le stockage de l’énergie. L’un des enjeux du développement des EnR est de transformer cette ressource en énergie de base ou en énergie régulée de manière à être facilement exportable sur les réseaux électriques. Aujourd’hui, l’un des freins au développement des énergies c’est la capacité des réseaux électriques à les absorber.


PGI : Quels développements commerciaux visez-vous sur le marché de l’hydrolien ?

TK : Le potentiel technique du marché de l’hydrolien dans le monde est évalué à 50 GW. En concrétisant en commande le gigawatt de projets en portefeuille, nous atteindrons nos objectifs de croissance et de rentabilité. Il y a trois conditions pour que les projets EMR existent et se développent. Tout d’abord, il faut de la ressource énergétique, en vents, en courants. Ensuite, il faut, à proximité de cette ressource, des réseaux électriques pour exporter l’énergie produite. Il y a beaucoup d’endroits dans le monde où il existe de la ressource mais pas d’accès au réseau. Et enfin, il faut, sur les zones géographiques concernées, une politique d’achat de l’énergie qui permette de boucler l’équation économique des projets.


PGI : Que peut-on attendre de vos projets en terme de développement industriel ?

TK : Avec une hauteur d’environ 20 mètres et un poids de plus de 800 tonnes, une turbine hydrolienne est un gros « objet » industriel qui est assez difficilement transportable. Pour être performant économiquement, il doit être produit et maintenu localement. C’est le cas également pour une éolienne flottante. Nous aurons donc des implantations industrielles locales pour assembler, déployer et maintenir les machines. L’un des attraits des EMR est que l’on créée ainsi de l’emploi local et durable. Nous lancerons cette année une l’usine pilote à Cherbourg, pour la fabrication des hydroliennes, qui a vocation à être dupliquée dans d’autres zones géographiques. Nous disposerons ainsi d’usines dans différents endroits dans le monde pour soutenir notre projet industriel au plus près des nos marchés.


PGI : Quel va être l’apport de TechnipFMC, qui est l’un des actionnaires de DCNS Energies, au développement de votre offre ?

TK : Dans notre projet de filialisation, il y avait la volonté de nouer des partenariats stratégiques. TechnipFMC, qui est un grand acteur de l’énergie, dispose de savoir-faire importants dans le domaine des installations offshore qui sont très complémentaires à ceux de Naval Energies. C’est pourquoi nous avons signé fin décembre 2016 un accord industriel et commercial pour partager nos savoir-faire et nos ressources et progresser ensemble sur ce domaine. Les sujets sur lesquels TechnipFMC a une forte valeur ajoutée sont notamment l’ancrage pour l’éolien flottant et les risers pour l’ETM. Ce qui m’a frappé dès les premiers mois de notre collaboration, c’est la forte complémentarité qui existe entre ce que réalise Naval Group dans le domaine des EMR et ce que fait TechnipFMC dans celui de l’Oil & Gas. Ce sont des univers technologiques qui jusqu’à présent se parlaient peu et qui ont beaucoup d’atomes crochus. Les acteurs des services parapétroliers sont de bons candidats pour la transition énergétique.


PGI : Dans un contexte de prix relativement bas de l’énergie, notamment en France, la recherche de compétitivité des solutions EMR est un réel challenge…

TK : Bien évidemment, il faudra, à terme, que l’on soit compétitif par rapport aux autres énergies, et notamment aux autres EnR. Avec l’ETM, on adresse le marché des sites isolés pour lesquels la compétitivité se place dans un cadre de prix beaucoup plus élevés. En effet, dans les ZNI (zones non interconnectées) où l’énergie électrique est produite dans des centrales fioul avec du combustible importé, les prix de l’électricité se situent à un niveau de plusieurs centaines d’euros du MWh sur les marchés de masse, comme l’énergie continentale. L’éolien en mer a mis 25 ans pour atteindre son niveau de performance actuel. Pour ce qui est de l’éolien flottant et de l’hydrolien, nous nous sommes donnés comme objectif d’atteindre ce niveau de performance en beaucoup moins de temps. Mais, bien sûr, il faudra quelques années pour optimiser notre technologie et atteindre les volumes qui nous rendent compétitifs.

*European Marine Energy Centre, site d’expérimentation des EMR implanté dans les îles Orcades.

Propos recueillis par Eric Saudemont

Images : Naval Energies

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