Tahiti-Pacifique Magazine n° 175, nov 2005

Energie thermique des mers : Eldorado économique pour Tahiti ?

par Alex W. du PREL

Nous en parlions brièvement le mois dernier : les dirigeants de la société Ocean Engineering & Energy Systems (OCEES, basée à Hawaii) sont venus en septembre à Tahiti rencontrer le président Oscar Temaru afin de lui présenter un projet de production d'énergie « renouvelable, inépuisable et à coût réduit ». Ce dossier donne les explications simples et claires de cette énergie qui pourrait, à terme, transformer nos îles en véritables « rois du pétrole », surtout que l'augmentation récente et vertigineuse du prix du baril de pétrole, attisée par la nouvelle et insatiable soif d'énergie de la Chine qui l'a fait augmenter de plus de 70% depuis le début de l'année, pour atteindre par moment les 65 dollars le baril.

De quoi s'agit-il donc ?

A Tahiti, lorsqu'on on évoque les énergies propres on pense généralement à l'énergie solaire photovoltaïque (panneaux solaires) et thermique (chauffe eaux solaires), tous deux déjà abondamment utilisés chez nous, mais aussi à l'énergie du vent (les éoliennes, qui ne pourraient être rentables qu'aux Australes ou Gambier), à l'énergie hydraulique (les barrages de Marama Nui) et à l'énergie géothermique (qui permet de récupérer la chaleur volcanique de la terre, comme cela est fait en Nouvelle-Zélande). Il existe pourtant une autre source bien plus remarquable d'énergie renouvelable dont les îles de Polynésie française ont un certain privilège et qui présente outre l'avantage d'être stable et propre, d'être prévisible, inépuisable mais aussi de n'avoir aucun impact visuel.

Il s'agit de l'utilisation de l'énergie du soleil stockée dans les eaux de surface des mers chaudes du globe, surtout dans notre partie tropicale du monde où les eaux de surface ont une température de 27°C ou 28°C. Il suffit de mettre celle-ci face à face avec l'eau glacée des profondeurs de l'océan entourant nos îles et atolls, car à plus de 1000 mètres de profondeur cette eau est à 4°C partout dans le monde.

La différence de température de 23°C permet de produire une énergie électrique pour un faible coût. C'est l'exploitation de l'énergie thermique des mers (ETM), mieux connu sous son sigle anglais de OTEC (Ocean Thermal Energy Conversion).

Les mers et les océans sont à la fois un vaste capteur et un immense, inépuisable réservoir d'énergie solaire. Cette énergie est stockée sous forme de chaleur dans les couches d'eau de surface des océans tropicaux. Les courants marins entraînent cette eau vers les hautes latitudes (les pôles) où elle se refroidit puis coule vers le fond des grands bassins océaniques (le Pacifique a une profondeur moyenne de 4 kilomètres). Après un long voyage plusieurs fois séculaire dans les profondeurs, cette eau remonte lentement vers la surface dans les régions dites de "upwelling" (généralement à quelques degrés au nord de l'équateur). Ce phénomène de circulation explique pourquoi la température de l'eau décroît avec la profondeur, même en zone tropicale où la température de l'eau peut dépasser, comme dans nos îles, 28°C en surface alors qu'à 1000 mètres de profondeur celle-ci reste uniformément à environ 4°C.

Ce phénomène naturel est connu des océanographes depuis le milieu du 19è siècle et ce réservoir d'eau froide sous la surface des océans tropicaux avait suscité l'intérêt dès cette époque. C'est l'origine des bases scientifiques et techniques de la production d'énergie à partir d'une source et d'un puits de chaleur à températures différentes qui furent rapidement maîtrisées.

On attribue au romancier (français) Jules Verne l'idée d'utiliser la différence de température des « eaux de surface et des eaux profondes des océans pour produire de l'électricité » en 1869. Il revient au savant (français) d'Arsonval le mérite d'en avoir jeté les bases scientifiques en 1881 et à l'ingénieur (toujours français) Georges Claude celui d'en avoir démontré la faisabilité technique et le potentiel économique (1928-1935) (lire notre encadré).

L'utilisation de cette énergie dans nos îles n'est pas une idée nouvelle. Après la crise pétrolière de 1973, les Etats-Unis et le Japon s'engagèrent dans le financement de la construction de microcentrales électriques expérimentales, flottantes ou à terre, et dans des études de grosses centrales OTEC pour la production d'électricité ou la fabrication de carburants synthétiques (tel l'hydrogène ; nous y reviendrons). La France, avec un consortium comprenant l'IFREMER (alors nommé CNEXO) avait alors approuvé la faisabilité économique d'une centrale de 20 MW à Tahiti. Ce programme prévoyait la construction d'une centrale pilote de cinq mégawatts (MW, i.e. millions de watts) avant 1989. Mais la chute du cours du pétrole vers un niveau «acceptable» en 1986 a mis un frein à l'ensemble des grands projets et les gouvernements respectifs ont alors stoppé (la France) ou fortement réduit (le Japon, les Etats-Unis) leurs subventions pour ces projets.

Etat des recherches

Aujourd'hui, sur la scène des études sur l'énergie thermique des mers, quatre acteurs principaux sont présents : le NEHLA (Natural Energy Laboratory of Hawaii Authority) un laboratoire américain actuellement centré sur l'étude de l'eau de grande profondeur à Hawaii, la SSP (firme américaine privée), le NIOT (institut indien des technologies de l'océan) et surtout le JOES (l'institut japonais de l'énergie de l'océan).

Depuis un an, les choses s'accélèrent : un groupement indo-japonais a annoncé la construction d'une centrale pilote OTEC qui devrait être implantée sur la côte sud-est de l'Inde, un pays qui, a terme, compte installer une centaine de centrales OTEC le long de ses rives. Aux Etats-Unis, c'est au NELHA qu'ont été concentrés les travaux de recherche sur cette industrie. Sur le site de Keahole Point couvrant plus de 400 hectares de la grande île d'Hawaii, le NELHA a mis à la disposition d'organismes privés et publics des laboratoires pourvus de l'alimentation en eau froide profonde nécessaire à leurs travaux. Au Japon il existe plusieurs laboratoires de ce type à Kochi (1980), à Toyama (1995) et sur l'île d'Okinawa (2000). Plusieurs localités japonaises sont candidates à la construction d'installations similaires qui sont de véritables incubateurs d'entreprises pour le développement de produits et de services utilisant l'eau profonde glacée et riche en substances nutritives, non polluée et pauvre en germes pathogènes pour les organismes vivant dans les eaux de surface. Ces propriétés sont déjà utilisées dans une multitude d'applications - associées ou non à l'OTEC - et notamment pour la climatisation, la réfrigération, la production d'eau douce et l'aquaculture marine, à Hawaii et au Japon.

Climatisation

L'utilisation de l'eau de mer froide des profondeurs est en train de se banaliser. En effet, elle peut assurer la climatisation de bâtiments aussi efficacement que les méthodes classiques et à des coûts vastement inférieurs. Une partie des gratte-ciels de la ville de Toronto, au Canada, est déjà climatisée en été par l'eau glacée pompée (à 400 mètres de profondeurs, dans le lac Erie. Le système est un tel succès qu'on parle de "miracle de Toronto" dans l'industrie. D'après une étude américaine du Département de l'Energie, le DOE, un grand hôtel dans les tropiques pourrait ainsi économiser annuellement jusqu'à 40 millions Fcfp d'électricité (au tarif US).

A Tahiti, un projet de climatisation et de réfrigération du nouvel hôpital (jadis appelé "Jacques Chirac") en construction à Pirae est en fin d'étude et selon M.Allain, président de l'EdT, ceci permettra d'économiser l'équivalent de la consommation électrique de Huahine et Taha'a réunis, soit 11 millions de kWh, ce qui fait 275 millions Fcfp par an (2,3M¤) ! Un autre système similaire est déjà en construction (par une société hawaiienne) à Bora Bora pour l'hôtel Intercontinental Resort & Thalassa Spa sur le motu face à Matira, en pompant à 800 mètres de profondeur une eau à 5°C qui servira non seulement à climatiser les bungalows, mais aussi comme eau pure mais chargée de minéraux pour la thalassothérapie. Une partie sera désalinée pour la consommation des clients. Cet hôtel ouvrira en mai prochain.

La centrale OTEC

Une centrale OTEC est donc une machine thermique alimentée par l'eau de mer chaude (en surface) et froide (pompée en profondeur). La faible différence de température, 20 à 24°C, est suffisante pour produire de l'électricité mais aussi de l'eau douce. Une telle centrale opère très simplement, de la même façon qu'une machine à vapeur. Cependant, la puissance des centrales expérimentales est actuellement plus de dix fois inférieure à la taille de grandes centrales économiquement viables et les extrapolations de rentabilité n'étaient, jusqu'à présent, pas suffisamment crédibles pour inciter les institutions bancaires à engager leurs fonds. Le « faible » rendement thermique de l'OTEC comparé aux groupes électrogènes thermiques classiques a conduit de nombreuses personnes à persister à croire que le procédé serait trop coûteux pour entrer en compétition avec les énergies fossiles. Ceci s'explique en partie par le scepticisme envers les nouveaux modes de production d'énergie, particulièrement ceux dont la rentabilité exige un investissement initial conséquent. Pourtant la matière première, l'eau de mer, est gratuite, abondante, stable et ne nécessite ni confinement, ni stockage. De plus, l'énergie thermique des mers est disponible 24 heures sur 24, tous les jours de l'année. Son exploitation ne produit ni déchet ni résidu toxique pour l'environnement, ce qui fait que son développement permettrait de réduire considérablement les émissions de gaz à effet de serre. Aussi et surtout, le coût d'une centrale thermique OTEC n'est qu'une fraction du coût d'une centrale nucléaire, et elle ne peut pas exploser.

Le challenge actuel est donc de concrétiser les nombreuses études qui ont démontré la compétitivité économique du système, car une fois qu'une telle unité aura fonctionné plusieurs années et confirmé sa rentabilité, ce sera alors la ruée et une nouvelle industrie sera créée.

Là est bien le but premier et essentiel du projet OTEC dans nos îles. Le choix de nos îles pour le premier projet OTEC de grande envergure peut être expliqué par le fait que Tahiti (avec la Nouvelle-Calédonie, mais cette île a déjà l'énergie renouvelable du barrage de Yate) est le seul territoire assez populeux et surtout assez "riche" pour acheter une moyenne de 70 MW d'électricité. L'excédent de la production électrique serait utilisé à fabriquer de l'hydrogène ou de l'ammoniac pour l'exportation.

La plateforme flottante

Selon les informations que nous avons recueillies auprès de M. Hans Krock, le président de OCEES International, rien n'est encore définitif car tout est en projet). Mais il estime que l'usine sera montée sur une barge d'une superficie de 2 hectares, épaisse de 10 mètres, laquelle sera construite à Singapour (tout comme la centrale qui y sera montée) puis remorquée jusqu'à Tahiti. Elle sera en béton "nid d'abeille", c'est-à-dire avec les ovéoles ouvertes dans leur partie inférieure, ce qui fait que l'air dans chaque ovéole agira comme un coussin d'air amortissant l'effet des vagues, même les plus grosses. Ce système, inventé par un ingénieur de Hawaii, M. Yee, a fait ses preuves depuis 30 ans avec des plateformes de forage pétrolier utilisées dans des conditions extrêmes telles l'océan au large de l'Alaska,. Une telle plateforme sert même de base pour une énorme usine flottante d'extraction de phosphates au large des côtes mexicaines.

Hormis pour la centrale, cette plateforme devrait être utilisée pour les bassins d'élevage aquacole, mais pourra aussi servir de quai au long cours pour décharger les conteneurs des navires trop grands pour entrer dans le port de Papeete (mais aussi en cas de grève au port). La plateforme devrait être ancrée à environ 2 Km du récif au large de la côte ouest (sous le vent) de Tahiti, peut-être face à l'embouchure de la Punaaruu. Le type d'ancrage au fond de l'océan n'est pas encore tout à fait défini, peut-être relié à un tuyau d'un kilomètre de long en béton armé allégé qui sera assemblé sur la barge à destination. Des câbles électriques sous-marins relieront Tahiti et Moorea pour s'y brancher sur les réseaux de distribution existants. La mise en place d'une conduite pour fournir de l'eau distillée à la zone urbaine de Tahiti n'est pas encore déterminée.

Financement du projet

Toujours selon M. Krock, les financements seraient 100% privé car des investisseurs seraient prêts à investir 500 millions de dollars (50 milliards Fcfp) dans ce projet, notamment en provenance de marchés asiatiques qui seraient très intéressés de voir un projet pionnier de cette envergure se réaliser pour ensuite en développer d'autres. M. Krock indique que si « des investisseurs locaux, ou le Territoire, désiraient investir dans le projet, cela pourrait bien sûr être arrangé », bien que « nous avons suffisamment de financement pour le projet, un groupe d'investisseur est en attente ». La société exploitatrice de la centrale OTEC sera immatriculée à Tahiti.

Il ne devrait donc pas y avoir de coûts pour la collectivité locale et, vu les activités annexes qui devraient se développer autour de cette usine, ce devrait être une opération qui ne pourrait que bénéficier à l'économie du territoire.

L'électricité produite au large de Tahiti serait vendue entre 12 et 15 Fcfp le kWh, ce qui permettrait d'amortir le coût du projet sur une période de 25 à 30 ans. La centrale et la barge sont étudiées pour une durée de vie de 40 ans, certainement prolongeable.

Problèmes locaux à résoudre

Il est évident que ce projet n'est réalisable que si la centrale vend son électricité aux abonnés de Tahiti et Moorea, et ceci soulève un problème : en effet, la société Electricité de Tahiti (EdT, filiale de la Lyonnaise) détient une concession (donc un monopole) pour la production et la distribution d'électricité des deux îles jusqu'en 2030.

Joël Allain, président de l'EdT, s'étonne que OCEES International « n'a pris aucun contact [N.D.L.R: avec sa société pourtant incontournable en ce qui concerne l'électricité en Polynésie française], ne serait-ce que pour connaître les caractéristiques du réseau local », tout en rajoutant « si on me garantit une production électrique stable, j'achète ! ».

Pour que le projet se fasse, il sera donc absolument indispensable qu'une entente se crée entre les sociétés, non seulement à cause de la concession qui court jusqu'en 2030, mais aussi parce que le parc des groupes électrogènes de l'EdT continuera à être indispensable car il devra être maintenu en l'état, d'abord pour faire démarrer l'usine (environ 20 MW que l'EdT dit pouvoir fournir), mais aussi pour assurer la fourniture d'électricité aux usagers lors de pannes (usuelles lors de mise en route d'un projet aussi novateur) ou lors d'éventuels arrêts pour la maintenance de la centrale OTEC. Tout ceci se négociera certainement fort cher !

M. Allain rajoute qu'il « serait heureux de participer à une telle aventure d'énergie renouvelable », mais que « c'est, hélas, du rêve de savants Cosinus, sans expériences industrielles » car il reste très sceptique « en ce qui concerne la taille du projet ». A ceci Stephen Oney, vice président de OCEES International, répond que « M. Allain est en retard de 12 années sur la technologie qui a beaucoup évoluée.» en rajoutant que « nous avons l'expérience industrielle, nos unités de récupération de chaleurs de 50 MW dans des aciéries et autres usines fonctionnent depuis des années avec succès. » Il explique qu'il n'a pas encore prit contact avec l'EdT car « nous ne sommes qu'en pré projet ».

Hormis OCEES International, d'autres experts semblent convaincus de la faisabilité du projet : dans une étude récente mise à jour fin 2004, David Levrat, ingénieur de ENSEEIHT (école des ingénieurs), explique que « de nombreuses études récentes établissent la faisabilité technique d'une centrale OTEC et sa compétitivité commerciale par rapport aux centrales thermiques à combustibles fossiles. Les nuisances environnementales associées sont très faibles et le développement du concept permettrait une réduction des émissions de gaz à effet de serre, donc du réchauffement planétaire. » Ce scientifique explique que « le premier marché vise les petites et moyennes îles (…) Aujourd'hui, le contexte est de nouveau très favorable à la promotion de l'OTEC (prix du baril de pétrole, accords de Kyoto, ouverture du marché de l'énergie et faibles taux d'intérêt à long terme). En bref, le facteur clé du développement de l'OTEC est l'expérimentation à une échelle probante (de puissance et de durée) du fonctionnement d'une centrale. La réalisation d'un prototype au sein de la Communauté Européenne contribuerait à l'essor du concept puis à sa commercialisation. Dans cette perspective, la création d'un consortium français ou européen appuyé par des financements publics est nécessaire, justifiée et prometteuse (…) Dans les années à venir, les centrales OTEC de 1 à 10 MW basées à terre et à cycle ouvert devraient être économiquement viables dans les petites îles où les coûts élevés de l'électricité et de l'eau douce favorisent leur implantation [idéal pour Bora Bora]. Les îles de taille moyenne ou ne manquant pas d'eau douce devraient également constituer un marché rentable pour des centrales basées à terre de plusieurs dizaines de MW en cycle fermé.».

Rien que le fait que les investisseurs privés de OCEES International seraient prêts a risquer leur argent indique que l'affaire serait bien viable… et rentable.

Rentabilité de l'investissement

Une évaluation financière des centrales OTEC a été développée par un chercheur américain en 1989. Les hypothèses (datant de 1990) sont les suivantes :

- Une période de deux ans pour le financement de la construction.

- Une période de 25 ans pour la vie de la centrale, opérant 8000 heures par an.

- Un taux de rendement exigé de 13%.

- Un taux d'actualisation de 13% (discount rate).

- Un crédit d'investissement de 10% (ITC - Investment Tax Credit qui correspond, aux Etats-Unis, aux avantages fiscaux liés à ce type d'investissement).

Le bilan de l'analyse de Mossman pour un projet de centrale OTEC à cycle fermé de 50 MW basée à terre, à Hawaii (dollars de 1990): les capitaux initiaux nécessaires à la construction de la centrale dépendent beaucoup du lieu de la manufacture de ses éléments (varient du simple au double pour une construction américaine plutôt que coréenne, par exemple). Pour un investissement de 42Mds Fcfp (construction et assemblage aux Etats-Unis), la rentabilité du projet est obtenue pour 12,5 Fcfp/ kWh.

Le fait que la barge et l'usine de OCEES International destinée à Tahiti devraient être construites en Asie explique certainement le prix de 50 Mds Fcfp pour une centrale de 100MW, qui inclut 6 Mds Fcfp pour les câbles électriques sous-marins nécessaires à alimenter Tahiti et Moorea.

Une chance pour nos îles

Voici donc l'essentiel du projet. Nous avons mentionné la société OCEES International car c'est elle qui a relancé le projet en contactant le gouvernement. Comme nous ne connaissons ni sa capacité à mener le projet à terme, ni l'existence réelle de ses investisseurs, nous ne lui donnons ici aucune caution.

Par contre, en ce qui concerne le principe même de construction d'une centrale OTEC de grande dimension, nous sommes intimement convaincus qu'elle se fera à court terme et espérons que les îles de la Polynésie française seront choisies. Une fois le système banalisé, notre Territoire peut très bien accueillir une dizaine, voire plus d'usines de ce type, notamment sur des atolls inhabités, usines qui produiront de l'hydrogène qui pourra être exporté vers les grands centres industriels, la Chine notamment, en remplacement du pétrole qui s'épuisera un jour. Il faut rappeler que toutes les grandes marques d'automobiles ont déjà testé des moteurs à l'hydrogène et que présentement (et discrètement) l'Islande, un test grandeur nature, est en train de muter son économie en passant du pétrole à l'hydrogène.

La Polynésie française se doit de faire partie des pionniers de cette énergie écologique, inépuisable et sans danger, d'abord pour se créer une économie viable et crédible, ensuite pour redorer sa réputation écologique quelque peu ternie par le développement non planifié de la zone urbaine de Tahiti, l'affairisme qui entoure le traitement de ses déchets, etc.

C'est tout un avenir pour nos îles qui repose donc dans la décision qu'auront à prendre nos leaders. Ils se gargarisent avec les mots « développement durable », et voici une occasion pour le mettre en œuvre. Espérons que les petits intérêts personnels et les réactions corporatistes ne saboteront pas cette chance qui s'offre à nous.

Alex W. du PREL

Sources : David Levrat, Ingénieur ENSEEIHT (Etude d'octobre 2004), Raimana Martin, OCEES, René Tregouët, etc.

Aquaculture

L'eau de mer profonde est riche en nutriments, très stable du point de vue de ses caractéristiques physico-chimiques et dénuée d'agents pathogènes, donc bien adaptée à l'aquaculture. Les revenus supplémentaires pour les centres d'élevage de poissons et de crustacés ou de production d'algues pour des industries pharmaceutiques (spiruline) ou cosmétiques utilisant cette eau pourraient être supérieurs à ceux générés par la vente de l'électricité. OCEES a d'ailleurs inclus dans ses plans la disposition de bacs d'élevage sur sa plateforme flottante.

Une solution pour le stockage de l'hydrogène ?

Des chercheurs danois à l'Université technique du Danemark (DTU) ont peut-être franchi une étape importante vers des systèmes de transport basés sur l'hydrogène. Dans un article de presse publié fin août 2006, ils expliquent qu'ils ont réussi à stocker de l'hydrogène sous forme d'ammoniaque absorbé dans des tablettes de sel marin. «Dans la tablette, l'hydrogène est emmagasiné aussi longtemps que l'on veut, et lorsqu'on a besoin d'hydrogène de l'ammoniaque est relâchée par un catalyseur qui le redécompose pour libérer de l'hydrogène. Quand la tablette est vide, on lui donne simplement un "coup" d'ammoniaque et c'est prêt pour un autre usage. » Ils sont en train de commercialiser la technologie et disent déjà être dans les normes DOE 2015 des Etats-Unis en ce qui concerne la densité de volume et d'énergie. Ce qui est particulièrement intéressant est qu'une des productions possibles d'une usine OTEC est justement cela, l'ammoniaque. Et l'ammoniaque est facile à transporter comparée à l'hydrogène. Ce système permettra à un réservoir normal de 50 litres dans une voiture de contenir assez d'hydrogène pour conduire 500 km, ce qui jusqu'à présent aurait exigé le volume de neuf voitures de tourisme. La question qu'il reste est de savoir si produire de l'ammoniaque avec une centrale OTEC sera économiquement viable. Les chercheurs de DTU avait gardé l'invention secrète plus de six mois pendant que les agences internationales de brevet traitaient leur application. « Ces vingt dernières années les chercheurs partout dans le monde ont essayé de trouver une manière pratique pour stocker et transporter de l'hydrogène. Maintenant nous avons trouvé la méthode » dit Claus Christensen, le professeur de chimie de DTU.

Comment marche une centrale thermique des mers ?

Une centrale OTEC est constituée d'un système de production d'énergie, c'est-à-dire d'un fluide, dit "de travail", qui passe de l'état liquide à l'état de vapeur dans un évaporateur en contact avec l'eau de mer chaude (pompée en surface). Puis il passe dans la turbine d'un turbogénérateur qui produit l'électricité. Enfin, il est refroidi dans un condenseur en contact avec l'eau de mer glacée pompée des profondeurs.

Deux fluides de travail ont été généralement retenus, correspondant aux deux types principaux de production d'énergie OTEC : l'ammoniaque en cycle fermé et l'eau de mer en cycle ouvert ; mais ces dernières années une autre méthode a été découverte, celle d'un cycle hybride dénommé "Kalina" qui augmente dramatiquement l'efficacité de la machine.

Le système d'alimentation en eau est crucial, car pour alimenter une centrale OTEC, des débits d'eaux de mer importants sont nécessaires afin de compenser le "faible" rendement et éviter les pertes thermiques. En effet, pour une différence de 20°C entre les eaux de surface et de profondeur, le rendement d'une machine thermique quelle qu'elle soit ne peut pas dépasser 7.33% (principe de Carnot). Par ailleurs, il faut des canalisations suffisamment larges pour limiter les pertes de charges et suffisamment longues pour atteindre jusqu à 1000 mètres de profondeur

Si une différence de 20°C suffit pour le fonctionnement de l'OTEC, un écart supplémentaire de 1 à 2 degrés améliore la production électrique de 12.5% à 25%, ce qui est le cas dans nos îles où la température de surface est à une moyenne de 27 à 28°. Il s'agit alors d'optimiser le rapport rendement thermique / coût (profondeur) de la canalisation, étant donnée le profil vertical de la température. Pour des centrales dépassant les 100 MW de puissance, une canalisation d'eau de mer froide de plus de 10 mètres de diamètre est nécessaire. Une centrale OTEC basée à terre serait simple à opérer mais sa canalisation sera plus longue, ce qui entraîne des coûts de pompage additionnels. Une centrale offshore sera un peu plus coûteuse en termes d'opération et de maintenance, mais son tuyau d'aspiration des profondeurs sera vertical, donc le plus court possible.

Depuis les années 50, des recherches pour l'utilisation d'un cycle ouvert différent de celui mentionné ci-dessus ont été poussées et le cycle dit « Kalina » a développé des techniques qui sont intéressantes. Leur développement est resté très limité. des systèmes hybrides, combinant le cycle ouvert et le cycle fermé, sont en train d'émerger. S'ils complexifient la centrale et lui confèrent une meilleure rentabilité, ils n'ajoutent aucun élément véritablement nouveau au système.

Cycle fermé

Dans le cas du cycle fermé le moteur utilise un fluide de travail, généralement l'ammoniac ou, avec un mélange d'eau de mer et d'ammoniac comme dans le cycle "Kalina" choisi pour Tahiti. Ce fluide a la particularité de changer d'état (liquide/vapeur) aux alentours de 15°C sous 7 bars de pression et dispose d'excellentes propriétés thermiques (meilleures que le butane, le propane ou le fréon). Il est d'abord transformé en vapeur dans un évaporateur en contact avec l'eau chaude, puis en liquide dans un condenseur en contact avec l'eau froide. La pompe d'alimentation amène alors le liquide de la sortie du condenseur à l'entrée de l'évaporateur, et le cycle se reproduit. Le turbogénérateur utilise la différence de pression à ses bornes (créée par le cycle) pour produire de l'électricité.

Points positifs : technologie de tous les composants connu et turbogénérateur de dimension et coût modérés (grâce aux 2 bars de différence de pression à ses bornes permettant l'utilisation d'un turbogénérateur relativement classique). Points négatifs : évaporateur volumineux et utilisation d'ammoniac (maîtrisé par l'industrie).

Une usine OTEC ne se réduit pas à une centrale produisant de l'énergie. Des barges flottantes avec des usines de 100 MW, proches des côtes ou réparties sur les océans intertropicaux, peuvent concurrencer les centrales thermiques classiques dans la production d'électricité ou de combustible synthétique (tels l'ammoniaque et l'hydrogène). Un combustible synthétique a l'avantage sur l'électricité d'être facilement transportable jusqu'à la côte. Une évaluation actuelle, détaillée et montrant l'intérêt de ce type de production via le concept OTEC.

La technologie nécessaire à la construction d'une centrale OTEC de 10 MW est déjà disponible et prouvée. Cependant, l'important investissement par kW installé mine la rentabilité d'une telle centrale si elle se limite à la vente d'électricité. En sortie de centrale, l'eau douce et l'eau de mer profonde constituent deux co-produits fortement valorisables, qui pourraient rapporter plus que la vente de l'électricité elle-même. L'eau douce est recherchée (exemple : Bora Bora) et elle est le sous-produit direct dans le cas du cycle ouvert. Le cycle fermé peut être adapté pour en produire : un étage supplémentaire de la centrale utilise alors la faible différence de température de l'eau de mer après passage dans le premier étage pour en distiller une partie.

D'après David Levrat.