L’éolien flottant s’est lancé dans une course vers des turbines toujours plus gigantesques. Il faut désormais concevoir les structures capables de supporter ces lourdes installations.
Exploiter la force des vents marins à des dizaines de kilomètres des côtes pour produire toujours plus d’électricité : voilà le pari de l’éolien flottant. Pour réduire la taille des parcs, le secteur se tourne vers la conception de turbines de forte puissance. En France, à l’heure actuelle, celles équipant les fermes pilotes Eolmed et EFGL en Méditerranée – dont les mises en service sont prévues en 2026 – culminent à 10 MW. C’est le turbinier danois Vestas qui se charge de leur fabrication. En février 2025, le constructeur européen d’éoliennes Siemens Gamesa a annoncé agrandir son usine du Havre afin de produire des turbines de 14 MW pour les futurs parcs français.
Le record est cependant chinois : l’industriel Dongfang Electric Corporation (DEC) a récemment déployé en mer une gigantesque éolienne de 26 MW pour la tester en conditions réelles. De quoi faire oublier les turbines européennes. « Nous considérons que jusqu’en 2030, l’éolien flottant sera un petit marché, comparé à l’éolien posé en mer », tempère-t-on chez Siemens Gamesa. Les constructeurs sont par ailleurs confrontés à un problème de taille : l’arrivée prochaine de turbines plus puissantes que la norme actuelle sous-entend une augmentation des poids et tailles des futures éoliennes flottantes. DEC ne communique pas sur le poids de son éolienne record, estimé à plusieurs milliers de tonnes. Se pose désormais la question de la stabilité de telles machines sur des installations flottantes.
Le flotteur de Floatgen mesure environ 30 mètres de côté pour une éolienne de 2 MW. Or, pour une éolienne de 15 MW, nous avons déterminé qu’il ne devra mesurer que 55 mètres.
— Étienne Chauvin, chef de projet R&D à BW Ideol
80 % de flotteurs semi-submersibles
Cinq types de flotteurs se démarquent. « Il y a très peu de technologies qui possèdent des retours d’expérience suffisants. La nôtre est l’une des rares à être testée actuellement. Le marché tâtonne », explique Paul de la Guerivière, le PDG du spécialiste français de l’éolien flottant BW Ideol. Toutefois, « 80 % des acteurs du flottant s’engouffrent dans le semi-submersible », commente Marc Guyot, le fondateur et président de l’entreprise brestoise Eolink. Les flotteurs semi-submersibles sont composés de colonnes plongées dans la mer qui stabilisent l’installation. Les éoliennes peuvent également être installées sur de vastes barges assurant la flottabilité.
La technologie Spar, héritée des plateformes pétrolières, consiste à stabiliser l’installation en abaissant son centre de gravité par un lestage important à l’aide d’une ou de plusieurs colonnes (on parle alors de multi-Spar) plongées dans la mer. Les premières éoliennes flottantes au monde, celles du parc Hywind Scotland inauguré en 2017 au large de l’Aberdeenshire, sont équipées de tels flotteurs. Enfin, la technologie de plateforme à ancrage tendu (tension-leg platform, TLP), elle aussi largement utilisée dans le secteur pétrolier, repose peu ou prou sur le même principe gravitaire. Contrairement aux installations Spar, la plateforme est arrimée au fond de la mer par un faisceau de lignes tendues, réduisant les mouvements et l’empreinte au sol du flotteur.
Autoproclamé leader global de l’éolien en mer flottant, BW Ideol conçoit des barges flottantes en béton. Sa technologie équipe Floatgen, la première éolienne flottante installée en France en 2017 au large du Croisic (Loire-Atlantique). L’entreprise coordonne le projet de R&D Velella, qui consiste notamment à optimiser les performances de son flotteur, en vue de l’arrivée de turbines de haute puissance. « L’augmentation de la puissance de la turbine nous arrangerait presque », observe Étienne Chauvin, chef de projet R&D à BW Ideol. Les premiers résultats du projet indiqueraient que, grâce aux barges, l’augmentation du poids des turbines ne signifie pas une augmentation proportionnelle de la taille des flotteurs. « Le flotteur de Floatgen mesure environ 30 mètres de côté pour une éolienne de 2 MW. Or, pour une éolienne de 15 MW, nous avons déterminé qu’il ne devra mesurer que 55 mètres », décrit Étienne Chauvin. À l’instar d’un navire, plus la surface d’une barge au contact de l’eau est grande, plus sa stabilité est importante. Avec sa technologie de barge en béton, Paul de la Guerivière est ainsi persuadé d’être prêt à l’arrivée de turbines de haute puissance : « Sur des technologies semi-submersibles à colonnes en acier, l’augmentation de la taille des turbines a des conséquences beaucoup plus importantes. »
Eolink et sa structure pyramidale
Dans le paysage éolien flottant, les installations d’Eolink sont reconnaissables entre mille. L’entreprise conçoit des éoliennes bâties sur des flotteurs semi-submersibles pyramidaux. Cette architecture garantirait une forte stabilité, en répartissant les efforts sur les quatre colonnes supportant la turbine, plutôt que sur un seul mât longiligne. « Avec notre structure pyramidale, nous évitons un certain nombre de contraintes, ce qui nous permet d’installer des turbines plus grandes plus facilement », avance Marc Guyot. Après le succès d’essais en mer sur un prototype à échelle 1/10e, Eolink prévoit désormais de valider sa stratégie en mettant à l’eau un démonstrateur de 5MW en 2027. Et espère convaincre turbiniers et autres acteurs de l’éolien flottant du potentiel de sa solution.
Ifremer, O.Dugoray L’éloignement des côtes, un challenge pour les installations électriques
Véritable nœud des parcs offshore, les sous-stations électriques centralisent le câblage raccordant les éoliennes au réseau électrique. Jusqu’alors, elles étaient installées au plus près des côtes. Mais l’arrivée des premières fermes pilotes d’éoliennes flottantes entraîne leur éloignement en mer. Piloté par France Énergies Marines, le projet Afoss-DC, mené de 2022 à 2025, a visé à définir leur architecture.
« Les sous-stations ont pour but d’agréger la puissance des éoliennes et d’élever la tension avant d’exporter le courant vers la terre » rappelle Nicolas Ruiz, le responsable du département Systèmes et performance à France Énergies Marines. Des tests ont été réalisés en bassin d’essais avec des flotteurs de types semi-submersible et TLP (tension-leg platform, plateforme à lignes d’ancrage tendues), afin de déterminer notamment les composants à utiliser et le dimensionnement de l’installation. Le projet Afoss-DC a aussi étudié la faisabilité de convertir le courant alternatif provenant des éoliennes encourant continu.
« Le coût des équipements électriques pour un export du courant devient important avec la longueur des câbles, tandis que les investissements nécessaires à la conversion électrique en courant continu sont absorbés à partir d’une certaine distance », indique Nicolas Ruiz. Il espère poursuivre ses recherches avec des tests à échelle réduite en conditions réelles.
