Commercialisation

À l’heure actuelle, chaque prototype de bouée et de turbine pilote nécessite des millions de dollars de financement pour la recherche, le développement et le déploiement. Cependant, une série de rapports a utilisé des modèles de coût de l’électricité (CoE) pour évaluer six des principales propositions de projets d’énergie houlomotrice. Ils ont conclu que le CoE en 2010 du premier projet à l’échelle du service public serait aussi bas que 11,1 ¢/kWh – avant de tenir compte de toute incitation fiscale pour l’investissement ou la production d’énergie renouvelable – et avec des possibilités d’économies d’échelle importantes à suivre à mesure que l’industrie mûrit.

En outre, les modèles de propositions de développement de projets d’énergie marémotrice à l’échelle commerciale ont trouvé un CoE de 4,8 à 10,8 ¢/kWh. En comparaison, lorsque l’énergie éolienne est entrée sur le marché il y a plus de 20 ans, elle avait un CoE de plus de 20¢/kWh, qui est tombé à 4,7-6,5¢/kWh en 2006. Récemment, cependant, les coûts ont augmenté pour toutes les sources d’énergie, car les matériaux de construction spécifiques et l’expertise ont été très demandés au niveau mondial. Avec un soutien approprié au développement et au déploiement des projets, l’électricité hydrocinétique peut avant longtemps devenir économiquement compétitive, voire supérieure, aux sources d’électricité conventionnelles et avancées à base de combustibles fossiles – d’autant plus avec la promulgation d’une politique de changement climatique qui fixe un prix à la pollution par le carbone.

Malgré la promesse des technologies hydrocinétiques de contribuer de manière significative à notre mix énergétique propre, il existe des obstacles au développement et à la livraison rapides de cette technologie. Les plus pressants de ces obstacles sont la structure réglementaire actuelle, et un besoin de financement supplémentaire pour soutenir la recherche environnementale et le déploiement des projets.

Malgré les nombreuses différences entre les questions d’implantation et d’impact pour les barrages conventionnels et l’hydrocinétique, le processus réglementaire pour les deux producteurs d’énergie est le même, ce qui rend tout aussi difficile l’obtention d’une licence pour déployer une turbine d’essai pilote temporaire qu’un barrage permanent sur une grande rivière. En outre, il existe un conflit important quant à l’agence et au niveau de gouvernement qui a ou devrait avoir l’autorité d’approuver les projets hydrocinétiques. La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) s’efforce de rationaliser l’approbation fédérale des projets temporaires dans le cadre de son Hydrokinetic Pilot Project Licensing Process, publié à l’automne 2007. Les obstacles à l’obtention de permis rendent difficile la réalisation de tests sur site, et sans preuve testée sur le terrain de la promesse d’une technologie particulière, les investisseurs hésitent à fournir le financement essentiel pour lancer le développement généralisé d’une industrie de l’énergie hydrocinétique.

Le déploiement de l’énergie hydrocinétique serait facilité par :

• L’appropriation d’un financement gouvernemental adéquat pour la recherche, le développement et le déploiement de dispositifs pilotes. Bien que le Congrès ait autorisé une augmentation du financement de l’énergie hydrocinétique au cours des dernières années, des fonds suffisants doivent être à la fois autorisés et affectés pour que les chercheurs reçoivent quoi que ce soit ;
• La fourniture d’un financement dédié à la recherche et à la modélisation site par site pour évaluer les impacts environnementaux ;
• Des politiques économiques et énergétiques fédérales de soutien, telles que des prêts ou des crédits d’impôt pour le développement de l’énergie hydrocinétique, similaires à ceux pour la production et l’investissement dans l’énergie éolienne et solaire ; et une norme fédérale d’électricité renouvelable pour créer une demande et un marché sécurisé pour une capacité d’énergie renouvelable supplémentaire ;
• Réévaluation du processus réglementaire pour aider au développement opportun des projets, tout en accordant une attention appropriée aux mesures de protection de l’environnement et de la communauté;
• Résolution du conflit de compétence en matière de permis et de licences dans lequel des revendications de pouvoirs d’approbation de projets ont été faites par différents organismes fédéraux, étatiques et municipaux ; et
• Discussion et collaboration accrues entre les entités publiques et privées, y compris l’industrie de l’électricité, les ingénieurs de recherche, les scientifiques aquatiques, les environnementalistes et les intervenants communautaires.

Restez à l’écoute ! Le développement de l’énergie hydrocinétique progresse rapidement, tant sur le plan technologique qu’à l’aide de politiques de soutien qui reconnaissent le rôle essentiel que cette ressource énergétique renouvelable peut jouer dans un monde qui se réchauffe. Récolter le mouvement de nos marées, de nos rivières et de nos océans peut faire partie d’une solution abordable et durable pour réduire notre dépendance aux combustibles fossiles, ainsi que leur impact sur l’environnement et la santé publique.

Bédard, Roger, et al. État de l’énergie océanique en Amérique du Nord – Mars 2007. 2007. Actes de la 7e Conférence européenne sur l’énergie des vagues et des marées. 11-13 septembre 2007. Porto, Portugal. Les calculs comprennent 260 TWh d’électricité produite par les vagues et 140 TWh d’électricité produite par les marées et les cours d’eau. Les estimations citées dans le compte-rendu supposent un taux de conversion de 15 % de l’énergie hydrocinétique en énergie mécanique, des rendements de la chaîne cinématique et une disponibilité de conversion de 90 %. Notre calcul suppose une consommation d’électricité de 6 000 kWh par an pour un ménage américain typique ne chauffant pas à l’électricité.

Dixon, Douglas. EPRI.  » L’avenir de l’énergie hydraulique : 23 000 MW+ d’ici 2025 « . Juin 2007. Briefing de l’Environment and Energy Study Institute. Washington, DC. Et communication personnelle, R. Bedard, EPRI. Avril 2008. En ligne à : http://www.hydro.org/hydrofacts/
EPRIEESITheFutureofWaterpower060807.pdf

Suppose une capacité de production moyenne des nouvelles centrales au charbon de 600 MW.

Hypothèse d’un taux de chaleur de 8 870 Btu/kWh pour une nouvelle centrale au charbon pulvérisé supercritique selon les données du MIT (Future of Coal, 2007), d’une teneur en carbone pour le charbon de 220 lb/million de Btu selon les données de l’EIA et d’émissions d’échappement de 12 100 lb/an pour une voiture moyenne selon les données de l’EPA.

260 TWh/an. Source des données : Bédard, R., et. al. 2007.

140 TWh/an. Source des données : Bédard, R., et. al. 2007.

FERC. Permis préliminaires délivrés pour les projets hydrocinétiques. En ligne à : http://www.ferc.gov/industries/hydropower/indus-act/hydrokinetics/permits-issued.asp

Minerals Management Service. 2006. Livre blanc technologique sur le potentiel énergétique des courants océaniques sur le plateau continental extérieur des États-Unis. Département américain de l’Intérieur, Programme d’énergie renouvelable et d’utilisation alternative. Pg. 3. En ligne à : http://ocenergy.anl.gov

Minerals Management Service. 2006. Livre blanc technologique sur le potentiel de l’énergie des vagues sur le plateau continental extérieur des États-Unis. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service Renewable Energy and Alternate Use Program. En ligne à : http://ocsenergy.anl.gov

Pour une discussion plus approfondie des préoccupations environnementales, voir : Cada, et al. 2007. Impacts potentiels des technologies de conversion de l’énergie hydrocinétique et des vagues sur les milieux aquatiques. Pêche 32:4, pp 174-181. En ligne à : http://hydropower.inel.gov/hydrokinetic_wave/pdfs/
cada_fisheries_reprint.pdf

Bedard, R., et. al. 2007.

Previsic, M., B. Polagye, & R. Bedard. 2006. EPRI. EPRI-TP-006- SF CA. System level design, performance, cost and economic assessment – San Francisco tidal in-stream power plant. En ligne à : http://oceanenergy.epri.com/streamenergy.html#reports

Bédard, R., et. al. 2007.

Ibid.