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RÉSUMÉ
Le potentiel mondial d'énergie marémotrice économiquement utilisable est de l'ordre de 1000 TWh/an dont 100 TWh/an en France, soit 20% de ses besoins. Ce potentiel serait obtenu pour l'essentiel par trois grands sites fermés par des digues à 15 ou 20 km de la côte : ces digues en protégeant le littoral des fortes tempêtes arrêteront le recul des falaises de Haute Normandie et le comblement des baies de Somme et du Mont Saint-Michel. Les lacs ainsi créés conserveront les marées naturelles, décalées de deux heures et d'amplitude un peu réduite. Le coût serait inférieur à 100 €/MWh.
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François LEMPÉRIÈRE : Président HydroCoop
INTRODUCTION
L'énergie marémotrice peut être une des meilleures énergies renouvelables grâce à son coût et à son impact favorable sur le réseau électrique et sur l'économie locale. Le choix des solutions peut conduire à un impact très favorable sur l'environnement.
Le potentiel mondial global est probablement proche de 1 000 TWh/an. Ce potentiel est concentré sur une dizaine de pays où la part marémotrice de l'électricité peut être importante. C'est le cas de la France, pays le mieux placé par son potentiel de fortes marées et la proximité des utilisateurs. Trois grands sites, réalisés entre 2030 et 2050, pourraient produire près de 100 TWh/an à moins de 100 e/MWh. Deux ou trois sites préliminaires totalisant 5 à 10 TWh à un coût inférieur à celui des éoliennes offshore pourraient être développés avant 2030 pour préciser les impacts et les coûts afin d'optimiser les ouvrages principaux et pour exporter la technique.
Il est surprenant que la France, leader autrefois avec la Rance, ait négligé ensuite totalement cette option et se trouve maintenant dépassée en études et recherches par la Russie et en réalisations par la Corée.
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6. Éléments de coûts et délais
Les coûts indiqués ne sont que des ordres de grandeur mais peuvent être utilisés pour une comparaison sommaire des sites.
Le coût d'usines (génie civil compris) opérant dans les deux sens avec 5 à 8 m d'amplitude moyenne H des marées est probablement de l'ordre de 1 000 à 1 500 e/kW pour une utilisation équivalente à 3 000 h à pleine puissance. L'investissement d'usine par kW annuel est donc de 0,3 à 0,5 e (les projets russes approchent 4 000 h/an).
L'impact économique des digues varie essentiellement avec la longueur de digues par km2 de bassin dont la production annuelle en GWh est de l'ordre de 0,7 H 2 (25 GWh pour 6 m). Pour un coût de digues de 3 000 e/m2, soit par exemple 75 000 e/m et une longueur de digue de 200 m par km2 de bassin, le coût de la digue est de 15 millions d'euros par km2 de bassin produisant 25 millions de kWh/an, soit un investissement de 0,6 e par kW supérieur au coût des usines. Le ratio longueur de digue/km2 de bassin est donc une donnée essentielle, ce qui conduit à des grands bassins et exclut les solutions insulaires.
L'impact économique de l'amplitude moyenne H de la marée est également très important. On peut en première approximation admettre que le coût au kW des usines et digues est inversement proportionnel à H, les coûts pour H = 5 m étant 40 % plus élevés que pour H = 7 m.
Les coûts annexes, notamment pour écluses, paraissent très inférieurs aux coûts d'usines et digues.
Les pourcentages de coût pour les études et la supervision sont beaucoup plus faibles qu'en hydroélectricité classique, vus les montants et l'effet de série.
Un délai raisonnable d'exécution est de six ans, dont 1 an de démarrage.
Ce délai paraît valable aussi pour les très grands sites, vu la possibilité de plusieurs chantiers simultanés ; les intérêts intercalaires sont donc normaux.
En l'absence de travaux souterrains et de problèmes difficiles de fondation, les aléas d'exécution paraissent plus faibles que pour l'hydroélectricité classique.
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