France – Allemagne – 26/05/2020 – energiesdelamer.eu. Une nouvelle centrale solaire flottante de 40 MWc est actuellement en développement aux Pays-Bas, dans la province de Drenthe au nord du pays. Elle est développée par GroenLeven filiale du groupe BayWa r.e. dont la construction devrait démarrer au cours des prochains mois. Entretien avec Benoit Roux (BR), directeur de l’activité projets solaires BayWa r.e. France

 

 

BayWa r.e. est actif dans les énergies renouvelables depuis des années, notamment dans le solaire et l’éolien terrestre. Vous avez déjà réalisé des projets en matière de photovoltaïque (PV) flottant aux Pays-Bas. Comment se positionne BayWa r.e. sur ce sujet ?

 

EDM 26 05 020 Benoit RouxBenoit Roux (BR) – BayWa r.e. est l’entité renouvelable de BayWa, groupe d’origine allemande créé en 1923, avec une présence sur quatre continents, notamment dans les ENR, et principalement dans le PV et le grand éolien, mais aussi, c’est un peu plus marginal, dans le biogaz. En France, le groupe est présent principalement dans l’éolien terrestre et le photovoltaïque.

 

Après l’acquisition en 2018 de 70% de la société de développement GroenLeven aux Pays-Bas, BayWa r.e est rentré de plein pied dans le solaire flottant. Ce développeur disposait en effet dans son portefeuille de projets flottants en développement situés sur des anciens sites d’extraction minière aux Pays-Bas. BayWa r.e. s’est ainsi retrouvé avec plusieurs centaines de MW de projets flottants, certains avancés et à construire très rapidement.
Le groupe n’avait pas d’expérience en la matière, mais une équipe d’ingénierie développement avec une expertise dans le PV solaire.

 

Quelle a été votre démarche ?

 

BR – Le groupe a entrepris une démarche de benchmarking de la technologie, en étudiant quelques applications, tout d’abord en Asie, au Japon et à Taiwan, et en Chine.
A l’issue de cette démarche de benchmark, le résultat n’a pas été concluant, car les standards de qualités mis en œuvre sur les projets au sol ne pouvaient être dupliqués tels quels avec la technologie disponible sur le marché.

BayWa r.e. s’est ainsi décidé à développer son propre système. Il s’agit d’un système de modules flottants construits et assemblés les uns avec les autres sur l’eau avec un treillis métallique. Sur ces flotteurs sont disposés les modules solaires, les onduleurs et les postes de transformation. La structure posée est immobile, fixée par un système d’ancrage. Bay Wa r.e. a développé ce système en s’appuyant sur des partenaires avec qui le groupe travaille sur les projets au sol classiques, comme Zimmermann, pour les treillis métalliques, et d’autres, comme des fabricants de flotteurs spécifiques pour le milieu aquatique, ou pour les systèmes d’ancrage. Un pôle de compétences a ainsi été créé, avec lequel ce nouveau système a été développé en interne. Fin 2018, BayWa r.e. était ainsi prêt à construire un premier projet pilote, de 2 MWc aux Pays-Bas (Weperpolder) et dans la foulée, en 2019, celui de Tynaarlo (8,4 MWc) et de Sekdoorn (14,5 MWc).
Début 2020, la construction de Bomhofsplas (27,4 MWc) s’est achevée dans un délai record de seulement 7 semaines, le plus gros projet au monde hors Chine. Ce qui fait un peu plus de 52 MWc réalisés en flottant, en moins de deux ans, faisant de BayWa r.e. le leader européen sur le solaire flottant.
Le groupe prévoit désormais de construire 100 MWc supplémentaires d’ici à la fin 2020, portant à plus de 150 MWc notre base installée en flottant, toujours aux Pays-Bas, dans la mesure où il s’agit de projets issus de la filiale locale Groenleven.

 

Quel a été le principal défi à relever sur les systèmes flottants ?

 

BR – Le gros enjeu sur le flottant, c’est la durabilité dans le temps du système, dans un milieu un peu plus hostile que sur les projets 100% terrestres. Il faut rappeler que c’est un système électrique sur de l’eau, qui est un milieu plus complexe.
Il faut assurer l’ancrage et la stabilité sur le long terme. Il faut aussi pouvoir mettre en compatibilité une installation avec les enjeux du milieu. Sur un lac, des choses se passent sous l’eau, faune et flore. Le système mis en œuvre doit donc ne pas avoir, ou un minimum d’impact sur le milieu.
Un point important réside aussi dans l’entretien de ces installations sur la durée (30 ans). Parmi les différences notables par rapport aux autres systèmes flottant mis en œuvre, BayWa r.e. s’appuie sur un concept de « bateaux solaires », reliés par un treillis métallique, pour former un radeau, sur lequel sont fixés une douzaine de modules PV. Les flotteurs sont ainsi beaucoup plus espacés. Ils facilitent à la fois la circulation de l’eau sous la structure, il n’y a donc pas d’eau stagnante ce qui évite le développement d’algues. L’espacement entre flotteurs favorise également la pénétration de la lumière dans l’eau ce qui est primordial pour les écosystèmes aquatiques.

 

Quelles orientations avez-vous privilégiés pour la pose des panneaux ?

 

BR – Côté luminosité, l’utilisation de modules PV bi-verre permet une pénétration de la lumière à la surface de l’eau. Comme avec tous les systèmes flottants, cela permet aussi d’éviter l’évaporation d’une part, et, d’autre part de favoriser le refroidissement des panneaux. On estime à 70% l’économie d’eau par évaporation ainsi évitée.
L’orientation des panneaux est Est-Ouest, et non plein Sud, comme nombre de projets déjà développés, ce qui présente l’avantage de limiter la prise au vent. Dans les pays d’Europe occidentale, comme les vents dominants viennent plutôt d’Ouest, il y a moins de risque de décollement des panneaux, notamment en cas de tempête. Le système a déjà fait ses preuves aux Pays-Bas, en résistant à des rafales de plus de 120-150 km/h.
Ce choix d’une orientation Est-Ouest des modules PV donne aussi la possibilité de mettre plus de puissance sur une même surface, avec moins d’effet d’ombrage que quand les panneaux sont plein Sud. On peut ainsi installer 1,5 MW par hectare contre 1 MW sur les systèmes traditionnels. Certes, le rendement initial est moins bon sur un panneau, mais la production est plus homogène sur les heures de la journée cela permet donc de lisser la courbe de production. A l’Est ils produisent plus le matin et ceux à l’Ouest l’après-midi, ce qui va amener plus de souplesse pour l’injection sur le réseau.

 

Y a-t-il abondance de sites à équiper et quelle est la législation ?

 

BR – Les réserves de plans d’eau sont nombreuses, notamment les résidus d’activités d’extractions minières, sablières, gravières, etc. Il y a beaucoup de bassins d’eau artificiels. C’est aussi possible sur les bassins d’irrigation, ce qui permet de drastiquement réduire l’évaporation pendant les périodes estivales.

Les projets de parcs PV flottant sont soumis a permis de construire, tout comme les parcs PV au sol, de compétence de l’Etat via les Préfectures. Ils doivent faire l’objet d’une étude d’impacts très détaillée, et une enquête publique doit se tenir sur la commune d’implantation et alentours lors de l’instruction des demandes d’autorisation.

 

Quelle est la compétitivité des parcs PV flottants ?

 

BR – Un prix compétitif, c’est d’abord, dans un premier temps, par rapport à une installation au sol. Aujourd’hui, ces dernières sont parmi les plus compétitives qui soient. L’objectif est de rattraper les coûts du solaire au sol. Aujourd’hui, on est encore un peu au-dessus avec le flottant, avec des coûts supérieurs de 15-20%. Mais nous avons déjà enregistré en deux ans, avec les projets développés aux Pays-Bas, des baisses de coûts d’environ 10%. Combler l’écart avec les installations au sol est ainsi possible, à terme. Aujourd’hui, nous sommes à une centaine de MW installés, loin des gigawatts du solaire au sol.
La différence de coût joue sur les coûts des structures métalliques, des flotteurs et des ancrages, qui peuvent être assez variable d’un plan d’eau à l’autre. Et il y a le système de flottaison. Tout est sur l’eau pour nous, il y a juste un câble qui est raccordé au poste de livraison pour injecter le courant. Il convient de souligner que notre technologie solaire flottante compte des avantages qui compensent largement ces coûts d’installation plus élevées : la réduction de l’évaporation des plans d’eau, la construction et la maintenance rapides et facilitées, ou encore des rendements améliorés grâce à l’effet refroidissant de l’eau. En général, les OPEX sont en outre moins élevés que pour les installations au sol.

 

En France où en sommes-nous ?

 

BR – BayWa r.e. devrait avoir construit 150 MWc de solaire flottant début 2021 en Europe, ce qui va asseoir encore plus notre position de leader. Le groupe dispose d’un portefeuille de projets en développement de 500 MWc, répartis entre les Pays-Bas, l’Allemagne, l’Espagne et bien sûr la France. Sur le marché français, des développeurs ont déjà réalisé des parcs PV flottants, la plupart très petits, de tailles « prototypes », et un parc de taille industrielle à Piolenc dans le Vaucluse (17 MWc). Avec des systèmes très différents de ceux construits par BayWa r.e.
Comme dans beaucoup d’autres pays, en France, nous en sommes aux prémisses, BayWa r.e. travaille à développer des projets. C’est un tout nouveau marché, les délais de développement sont souvent plus longs, notamment au niveau des traitements des dossiers par les services de l’Etat. Nous sommes très confiants dans ces projets, nous sommes développeurs, mais aussi concepteurs. Nous pensons être à un prix très compétitif. Du fait des avantages de notre technologie, nous sentons un potentiel certain sur le marché français. Nous envisageons de soumettre nos premiers projets PV flottants aux prochaines périodes des appels d’offres CRE, et n’écartons pas la possibilité de travailler avec d’autres porteurs de projets ayant des parcs solaires flottants à construire à court terme.

 

Avez-vous des projets en cours ?

 

BR – Nous discutons avec certains développeurs pour leur apporter notre technologie et notre expertise technique, notamment en proposant une ingénierie clé-en-main. Il est possible que nous démarrions dans un premier temps sur le marché français en proposant aux développeurs notre solution technologique.

 

Et le flottant marin ?

 

BR – Non étudions bien entendu sa faisabilité. Son développement s’articulera en deux étapes. Dans un premier temps, évaluer les plans d’eau avec des entrées d’eau salée, comme par exemple, des espaces estuariens, ou des étangs avec des interfaces marines. Dans un deuxième temps, répondre aux challenges technologiques beaucoup plus complexes qui doivent intégrer les conditions de houle, les tensions sur l’ancrage, le raccordement au réseau, des problématiques qui existent dans l’éolien offshore, mais qui, sur le solaire avec des installations au raz de l’eau, présentent des défis d’envergures.

 

 

Matthias Taft, président de BayWa r.e. vient de co-signer la lettre adressée à Frans Timmermans le 22 mai dernier pour la prochaine stratégie européenne d’intégration des systèmes énergétiques et de l’hydrogène publiée dans l’article du 25/05/2020.

GroenLeven en 2018 
Près de 50 MWc développés par Bay Wa r.e. aux Pays-Bas :
Weperpolder (2 MWc)
Tynaarlo (8,4 MWc)
Sekdoorn (14,5 MWc)
Bomhofsplas (27.4 MWc) la plus grande ferme solaire flottante d’Europe