Relier les éoliennes en mer à la terre.

            Si les projets éoliens offshore tendent à s’éloigner des côtes pour gagner en efficacité tout en limitant l’impact visuel, encore faut-il pouvoir les raccorder à la terre ferme. Si la construction de ces parcs éoliens toujours plus puissants est déjà une prouesse technologique, acheminer leur production à terre l’est tout autant. À mesure que les projets éoliens s’éloignent des côtes, leur raccordement électrique devient de plus en plus délicat car de nombreux facteurs viennent altérer ce transport.

Pourquoi historiquement le courant alternatif ?

            … en usage depuis plus de 100 ans sur la totalité des réseaux électriques de la planète. Dès les premières années du développement de l’électricité, une véritable « guerre des courants » a été menée pour savoir lequel, du courant alternatif ou du courant continu, deviendrait la norme.

Thomas Edison, fervent défenseur, face à Nikola Tesla, du courant continu, était parvenu, en 1884, à alimenter 10.164 ampoules dans un rayon de 1,5 km autour de son générateur à courant continu basé à Pearl Street, à New York. Mais il ne parvenait pas à étendre son réseau sur une plus grande distance, car le courant continu avait un défaut qui rend son déploiement beaucoup plus complexe que le courant alternatif : il était impossible d’abaisser ou d’augmenter directement sa tension avec un transformateur (un convertisseur DC/DC électronique est nécessaire). Or, augmenter la tension du courant permet d’en réduire l’intensité, et donc de minimiser les pertes par effet Joule.

À l’inverse, la tension d’un circuit en courant alternatif peut être facilement modifiée grâce à l’utilisation d’un transformateur. C’est grâce à cela qu’une ligne électrique de 175 km a pu être construite en Allemagne dès 1891 entre la centrale hydroélectrique de Lauffen-sur-Neckar et la ville de Francfort, avec seulement 25 % de pertes. Depuis, le courant alternatif a fini par être utilisé partout dans le monde.

Limiter les pertes.

       Toute l’électricité produite dans le monde par les éoliennes (comme par les alternateurs des barrages hydroélectriques ou des centrales nucléaires) est du courant alternatif (AC). Son intérêt : facilité de la transformation entre différentes tensions (basse tension pour la maison, moyenne et haute tension pour le transport longue distance) grâce à un simple transformateur. Les premiers parcs éoliens offshore étaient ainsi raccordés grâce à des liaisons haute tension en courant alternatif triphasé dirigé vers une sous-station pour être transformé à une tension compatible avec le réseau électrique (généralement de 33 ou 66 kV à 225 kV).

Mais sur de grandes distances, des phénomènes physiques comme l’effet capacitif génèrent des pertes en ligne qui deviennent vite considérables, et gaspillent une part croissante de l’énergie sous forme de chaleur, obligeant à surdimensionner la section des câbles. Il se crée en effet un courant parasite qui réduit fortement la puissance utile du câble, en particulier dans des conditions sous-marines ou souterraines. Cet effet qui croît avec la longueur du câble et la tension d’utilisation a pour conséquence de réduire la puissance transitée.

Il faut y ajouter l’effet de peau, un phénomène électromagnétique qui fait qu’à haute fréquence, le courant a tendance à ne circuler qu’en surface des conducteurs (ce phénomène existe pour tous les conducteurs parcourus par des courants alternatifs).

Ces effets font qu’au-delà de 50 à 80 kilomètres de câble sous-marin, les pertes deviennent tellement importantes qu’on n’arrive presque plus à faire passer d’électricité utile. Un vrai casse-tête quand on veut développer des parcs éoliens à 100 ou 150 kilomètres des côtes. Le courant continu, lui, n’est pas soumis à ces deux effets, ce qui le rend beaucoup plus adapté au transport volumineux d’électricité sur de longues distances dans un milieu souterrain ou sous-marin. Il en résulte des pertes réduites de 30 à 50 %, ainsi que des câbles de section inférieure. Mais ceci nécessite la mise en place de convertisseurs AC/DC (alternatif/continu) à chaque extrémité.

Le principe : convertir le courant alternatif produit par les éoliennes en courant continu, l’envoyer sur des dizaines, voire des centaines, de kilomètres avec des pertes fortement réduites, puis le reconvertir en alternatif à l’arrivée à terre pour l’injecter dans le réseau. Dans les faits, une liaison HVDC longue distance perd 3 à 5 % d’énergie sur son parcours, contre 10 à 15 % pour une liaison alternative équivalente. Gain colossal sur des projets de 100 kilomètres et plus. Il existe deux grandes familles de convertisseurs.

Les convertisseurs classiques LCC (Line Commutated Converter), utilisés depuis les années 1950, ont besoin d’un réseau électrique fort et stable pour fonctionner, et ne peuvent pas s’adapter facilement aux variations rapides de la production. Ils conviennent parfaitement aux interconnexions entre pays, mais pas à des parcs éoliens dont la production varie de minute en minute au gré du vent.

Les convertisseurs à source de tension VSC (Voltage Source Converter), plus récents, résolvent ce problème. Ils peuvent fonctionner sur un réseau faible, s’adaptent en temps réel aux fluctuations de la production éolienne, et permettent même de contrôler indépendamment la puissance active et la puissance réactive du courant transmis. C’est cette technologie que les industriels appellent « HVDC flexible » ou « HVDC light » selon les fabricants.

Les premières lignes HVDC sont apparues en Union Soviétique en 1951, entre les villes de Moscou et Kachira. Plus d’une trentaine de liaisons HVDC (High Voltage Direct Current ou Courant Continu Haute Tension) d’au moins 900 km sont actuellement en service sur terre.

Relier les éoliennes off-shore.

            De plus en plus de parcs éoliens off-shore sont reliés à la terre ferme grâce à des liaisons HVDC, au moyen d'infrastructures très imposantes. À titre d’exemple :

• la partie haute de la sous-station du parc de Saint-Nazaire (480 MW) pèse 2.500 tonnes.
• La sous-station BorWin 2, réalisée par le consortium Siemens/Prysmian, installée sur une plateforme offshore et remise à son propriétaire, TenneT, en janvier 2015, d’une puissance de 800 MW, pèse 12.000 tonnes et mesure 72,5 m x 51 m x 25 m de hauteur.
• Une autre plateforme offshore HVDC (TenneT), d’une puissance de 900 MW, mesure 82 m de long, 73 m de large et 84 m de haut pour un poids total de 23.500 t. Elle est installée au large de la Basse-Saxe allemande, en mer du Nord, posée et scellée sur le fond marin à 30 m de profondeur. L’électricité, convertie en courant continu haute tension, est transportée jusqu’à la station de Emden, dans le nord de l’Allemagne, via un câble de 130 km de long.

Ces équipements nécessaires aux liaisons HVDC sont particulièrement coûteux. La sous-station du parc Centre Manche 1 devrait coûter 2,7 milliards d’euros, alors que celle du parc de Saint-Brieuc avoisine les 260 millions d’euros.

La plateforme de conversion du courant HVDC Dolwin Epsilon et clin d'oeil à l'AT-AT / Image : Aibel, montage : RE.

Principe du raccordement du futur parc éolien en mer Centre-Manche 1 (mise en service 2031) :

• une plateforme en mer qui reçoit l’énergie produite par le parc pour l’acheminer vers la terre. L’électricité y est convertie en courant continu qui permet de la transporter sur une longue distance ;
• une liaison sous-marine, enfouie ou posée et protégée selon la nature des fonds marins, qui achemine l’électricité depuis la plateforme en mer vers le réseau terrestre ;
• une jonction d’atterrage, ouvrage souterrain en bordure de littoral, qui permet de connecter la liaison sous-marine et la liaison souterraine ;
• une liaison souterraine qui transporte l’électricité depuis la jonction d’atterrage vers la station de conversion terrestre ;
• une station de conversion terrestre qui convertit l’électricité en courant continu, venant du parc éolien en mer, en courant alternatif pour s’adapter au réseau électrique terrestre existant ;
• enfin, une double liaison souterraine qui assure le transport de l’électricité de la station de conversion jusqu’au poste électrique existant de Menuel situé sur la commune de L’Étang-Bertrand. Ce poste est le dernier maillon pour diffuser sur l’ensemble du territoire, l’électricité produite en mer.

Hai Feng Zhi Xin, le cœur du plus grand parc éolien offshore chinois

            Le 23 juillet 2026, la station baptisée « Hai Feng Zhi Xin » (traduction littérale : « Cœur de l’éolien en mer ») a été mise en place au-dessus de sa fondation dans la mer de Chine méridionale, à 100 kilomètres au large de la ville portuaire de Yangjiang, dans la province du Guangdong.

            Cette plateforme centralise l’électricité produite par deux parcs éoliens offshore adjacents (Qingzhou V et Qingzhou VII, exploités par China Three Gorges) soit un total de 2 gigawatts de puissance installée, pour la convertir en courant continu à très haute tension, puis l’envoyer vers la côte via un câble sous-marin pour alimenter la vaste zone économique de Guangdong-Hong Kong-Macao. La production annuelle prévue est comprise entre 6 et 7,7 milliards de kilowattheures d’électricité. C’est la première fois au monde qu’une station de conversion offshore atteint la capacité gigantesque de 2 gigawatts sous une tension de plus ou moins 500 kilovolts. Un double record que les industriels européens ne pensaient pas pouvoir franchir avant 2028.

            Un vrai colosse : un ensemble en acier de 7 étages, mesurant 85,5 mètres de long, 82,5 mètres de large et 44 mètres de haut, pour un poids de 25.000 tonnes. Le tout posé sur une fondation dite « jacket » (une structure treillis en acier) de 17.000 tonnes ancrée au fond marin sur 8 pieux géants. Au total, 42.000 tonnes d’acier.

Le convertisseur de 25.000 tonnes a été construit par Shanghai Zhenhua Heavy Industries (ZPMC), le géant chinois des équipements portuaires et offshore. Elle a ensuite été transportée par mer depuis le port de Nantong (province du Jiangsu) sur une distance de 1.100 milles nautiques (environ 2 020 kilomètres), à bord du navire semi-submersible Xiang Tai Kou de COSCO Shipping Specialized Carriers, qui l’a déposé à 100 kilomètres au large de la ville portuaire de Yangjiang. Un vaisseau de 65.000 tonnes de port en lourd, doté d’un système de positionnement dynamique DP2, capable de manœuvrer une cargaison colossale au centimètre près.

Une fois posée sur le pont, la plateforme de 25.000 tonnes est devenue le plus lourd chargement de type skid-on jamais accompli au monde (le « skid-on » est une opération de glissement horizontal du chargement sur le pont, plutôt qu’un levage classique). Une fois sur site, on procède à la manœuvre finale le « float-over » : la plateforme reste sur le pont du navire jusqu’à ce que celui-ci vienne se positionner très précisément entre les quatre jambes de la fondation jacket déjà en place. Le navire ballaste ensuite ses cales avec de l’eau de mer pour s’enfoncer lentement dans les vagues, ce qui dépose progressivement la charge sur les supports en dessous. À la fin de l’opération, il ne restait que 15 centimètres de dégagement de chaque côté entre la plateforme et sa fondation. Une prouesse technique, cependant courante pour l’installation des plateformes pétrolières offshore.

La cryogénie pour 2028 ?

            Le projet SupraMarine, porté par des références industrielles et un  financement français, vise à optimiser le transport d’électricité des parcs éoliens offshores grâce à la supraconductivité. Découverte en 1911, la supraconductivité est un état de la matière qui présente deux caractéristiques principales : une résistance électrique nulle, et une expulsion totale du champ magnétique qui l’entoure. Cet état, qui est l’une des rares manifestations de physique quantique à l’échelle macroscopique, ne se rencontre qu’à une température proche du zéro absolu [−273,15 °C (Celsius) ou −459,67 °F (Fahrenheit)].

Refroidir le câble de transport d’électricité jusqu’à une température proche du zéro absolu ferait presque disparaître les pertes d’énergie liées à ces différents phénomènes physiques. En conséquence, il serait ainsi possible d’utiliser des sections de câble beaucoup moins importantes et donc de réaliser des économies colossales.

            SupraMarine ambitionne la mise en service d’un premier démonstrateur dès 2028. Les rôles sont déjà bien définis entre les parties prenantes. Centrale Supélec devrait fournir l’appui scientifique ainsi que les plateformes expérimentales, tandis qu’Air Liquide devrait apporter son savoir-faire pour la création d’une usine cryogénique. ITP Interpipe devrait fournir une enveloppe cryostat à double paroi, et Nexans se chargerait de la fabrication des câbles haute tension et courant alternatif. Enfin, RTE a un rôle de supervision afin de permettre la réussite d’une intégration au réseau.

D’après : Révolution énergétique - Kevin Champeau–17 jul 2023 - 30sep 2023- 20 oct 2023, 07 déc 2025 - www.rte-france.com/projets/_ Media 24 - Guillaume Aigron - 02 août 2026