Un des objectifs du projet de recherche EMACOP (Energies MArines, COtières et Portuaires) est de caractériser le potentiel houlomoteur près des structures portuaires et côtières, comme les digues et jetées. L'article présente l'application d'un modèle nonhydrostatique de propagation et de transformation des vagues en proche côtier SWASH pour deux sites exposés de Bretagne. Les simulations numériques sont effectuées avec SWASH pour les conditions de houle dominante et trois niveaux de marée. Les résultats présentés ici permettent de caractériser le potentiel houlomoteur et de définir les zones énergétiques propices à l'installation de systèmes de récupération sur les deux sites.
Dans le cadre du projet national de recherche EMACOP (Energies MArines COtières et Portuaires), une méthode de calcul analytique a été employée pour propager la houle du large à la côte (GODA, 2000), à partir de l'analyse statistique de données de houle de l'atlas numérique ANEMOC (BENOIT et al., 2008). Elle a permis de caractériser le potentiel houlomoteur de 22 sites côtiers et portuaires des façades maritimes de la Manche et de l'Atlantique. La classification est établie à partir de l'analyse des résultats d'étude présentés dans le tableau récapitulatif et les fiches de sites. L'exemple de Saint-Guénolé est ici repris. Rappelons que les critères de bathymétrie, de puissances de houle annuelle et hivernale et de longueur de digue pouvant être équipée d'un système houlomoteur, ont été particulièrement examinés. L'évaluation a permis de retenir 9 sites de fort potentiel sur les façades Manche et Atlantique, avec des niveaux de puissance de houle les plus forts de 20 à 25 kW/m sur les sites de la pointe Bretagne et du Pays Basque.
There are few general analyses of the interest of onshore wave energy converters (onshore WEC) in terms of resources, efficiency and cost. The case of The Channel on the Atlantic coast of France is chosen here to illustrate the issues related to onshore WEC development. The paper presents a list of potential sites with their characteristics and a more in-depth analysis of a few sites. For four onshore WEC families, the production is given with a method of calculating the efficiency and economic analysis is carried out to estimate the energy cost at two selected sites. Annual wave power levels are maximum in Bayonne with 24 kW/m, and the lengths of useful dikes vary from 60 m in Molène up to 4000 m in Cherbourg. Wave reflection on the dike is an advantage in terms of energy production. The oscillating flaps constitute the systems with the highest efficiency, and the float systems have the lowest levelized cost of energy (LCoE), followed closely by the oscillating flaps. Oscillating water columns and overtopping systems have nearly five times these LCoEs. With mass production, costs of oscillating floats and flaps will approach those of other renewable energies such as solar and wind power.
Un des objectifs du projet de recherche EMACOP (Energies MArines, COtières et Portuaires) est de caractériser le potentiel houlomoteur près des structures portuaires et côtières. L'article présente l'analyse économique de la production d'énergie de deux systèmes houlomoteurs oscillants sur le site d'Esquibien (Finistère). L'approche du calcul de coût de l'énergie et les principes des systèmes sont décrits pour le flotteur pilonnant bord à quai, modélisé par l'Université de Technologie de Compiègne, l'Université Le Havre Normandie et le Cerema (NEUVEGLISE et al., 2017), et pour le batteur inversé à proximité de la digue d'Esquibien, développé par l'École Centrale de Nantes (BAUDRY et al., 2015). La méthodologie de calcul de la production d'énergie repose sur la multiplication des matrices de puissance des dispositifs par des matrices de ressource, issues des simulations numériques du modèle SWASH (Simulating WAves till SHore) de transformation de vagues en proche côtier (MICHARD et al., 2016). Les résultats obtenus, associés aux coûts d'investissement et de fonctionnement des systèmes, permettent d'évaluer les coûts de l'énergie sur des durées d'exploitation de 20 et 30 ans. Ces coûts, qui restent néanmoins difficiles à évaluer précisément en raison de technologies innovantes et d'incertitudes liées à la variabilité de la ressource, sont du même ordre de grandeur que ceux des systèmes éoliens offshore référencés .
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