Pour l'hydrolien, l'année 2015 va permettre de poser un nouveau jalon sur le chemin de la commercialisation : celui du raccordement. Fin juin, l'hydrolienne D10 de la petite société bretonne Sabella devrait être immergée dans le Fromveur, au large d'Ouessant, puis raccordée au réseau de l'île durant l'été. « Nous avons commencé à travailler dans l'hydrolien en 2000, se souvient Jean-François Daviau, président de Sabella. Ce qui nous a permis de développer notre technologie et, grâce à un financement de la Région Bretagne, d'immerger un premier prototype, Sabella D03, en 2007-2008. » Celui-ci a offert à la société un premier retour d'expérience, utile cette année pour passer à la vitesse supérieure. EDF Énergies nouvelles a mis en place la même stratégie et lancé dès 2008 le projet de démonstrateur de Paimpol-Bréhat, dont le raccordement devrait également avoir lieu cette année. « Plusieurs campagnes de tests ont été menées entre 2011 et 2014, retrace Sylvain Gaignard, directeur de projets énergies marines chez EDF EN. Ces campagnes déboucheront sur le raccordement de deux turbines de 500 kW chacune. » La technologie utilisée est celle d'OpenHydro, société d'origine irlandaise, mais détenue à 60 % par le français DCNS depuis 2013. L'entreprise raccordera également cette année des hydroliennes en baie de Fundy, au Canada. En décembre dernier, les résultats de l'appel à manifestation d'intérêt (AMI) sur les fermes pilotes hydroliennes ont été dévoilés. Deux projets ont été retenus, dont Normandie Hydro, porté justement par EDF EN et DCNS. Ce projet prévoit l'installation dans le raz Blanchard, au large de la Normandie, d'une ferme de 14 MW avec sept hydroliennes OpenHydro, qui seront exploitées pendant vingt ans. « L'objectif est de valider les performances techniques et énergétiques de ces machines. Car pour parvenir à réduire les coûts et rendre l'énergie hydrolienne compétitive, il faut en premier lieu démontrer la fiabilité des projets dans la durée », poursuit Sylvain Gaignard. En 2015, EDF EN et DCNS vont donc poursuivre leurs études et s'atteler à l'obtention des autorisations administratives. La décision de construction devrait être prise courant 2016, pour une mise en service mi-2018. Avec un calendrier à peu près identique, le deuxième projet retenu dans le cadre de l'AMI, Nepthyd, se lance lui aussi. Il est porté par Engie (ex-GDF Suez) et Alstom. Également situé dans le raz Blanchard, qui représente le plus important potentiel hydrolien français, Nepthyd prévoit l'installation d'une ferme de quatre hydroliennes de 1,4 MW chacune. « Alstom a déjà installé deux prototypes qui ont produit en tout plus de 1,5 GWh d'électricité. L'AMI va maintenant nous permettre de tester la viabilité technico-économique des fermes hydroliennes et de préparer l'avenir », explique Jean-Mathieu Kolb, responsable énergies marines renouvelables chez Engie. L'avenir, c'est le stade commercial, que les industriels envisagent à partir de 2025 ou 2030, si la volonté politique de développement de la filière se maintient. « De l'AMI sur les démonstrateurs en 2009 à celui sur les briques technologiques début 2013, puis sur les fermes pilotes fin 2013, on voit qu'il y a une réelle stratégie de soutien public, étape par étape », souligne Jean-François Daviau. Un avis partagé par Jean-Mathieu Kolb : « La volonté politique est là. » Engie et Sabella développent en partenariat un autre projet dans le Fromveur. « L'objectif est le déploiement d'une ferme pilote de deux ou trois machines D15, de 2 MW chacune, à l'horizon 2018, annonce Jean-François Daviau. Notre dossier semble intéresser l'État, ce qui nous permettra peut-être d'obtenir un financement national. » Car l'électricité hydrolienne a encore besoin d'aide. Nepthyd et Normandie Hydro représentent ainsi respectivement des investissements de 101 et 112 millions d'euros, financés par le programme d'Investissements d'avenir à hauteur de 51 et 52 millions d'euros. Seul le stade commercial permettra d'atteindre une certaine rentabilité économique. « Grâce à l'expérience des premiers projets pilotes, nous pouvons espérer atteindre un coût de production d'une centaine d'euros par mégawattheure en 2030 », estime Sylvain Gaignard. L'enjeu est de taille : le potentiel hydrolien français est estimé à 3GW et l'énergie hydrolienne présente l'avantage considérable d'être inépuisable et prédictible.