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Eolienne ECO 122 : Alstom installe ses nouveaux mâts de 119 mètres

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Alstom a signé un contrat d’une valeur de près de 120 millions d’euros avec Tractebel Energia Brasil, premier producteur privé d’électricité au Brésil, portant sur la fourniture d’éoliennes ECO 122 destinées au projet Trairí II, un parc éolien situé dans l’Etat de Ceará, au nord-est du pays.

Le projet Trairí, dont la mise en service devrait intervenir à la mi-2016, permettra de générer 97,2 MW.

Le contrat prévoit la livraison de 36 éoliennes ECO 122 de 2,7 MW chacune. En outre, Alstom sera chargé de l’exploitation et de la maintenance du parc éolien pendant dix ans.

Pour la première fois, les éoliennes Alstom disposeront de mats en béton de 119 mètres, spécialement conçus pour l’ECO 122 et livrés dans le cadre d’un consortium avec Freyssinet. Ce nouveau mât sera composé de 11 sections en béton préfabriqué, celle se trouvant à la base de la structure mesurant 7m20 de diamètre. Pour faciliter l’assemblage de la nacelle et du mât au sommet de la tour, une méthode unique de montage sans grue, fondée sur une technique de levage hydraulique éprouvée dans le génie civil sera utilisée.

Les nacelles des éoliennes seront produites dans l’usine Alstom de Bahia. "Le projet Trairí II sera le premier projet à utiliser nos nouveaux mâts de 119 m, qui nous permettent d’exploiter de façon optimale les ressources éoliennes, quelles que soient les caractéristiques du vent. Il confirme ainsi la valeur que nos clients accordent aux investissements que nous réalisons en matière de développement d’éoliennes innovantes" a déclaré Yves Rannou, Vice-Président Senior en charge des activités éoliennes d’Alstom.

** Le facteur de capacité est un indicateur de la quantité d’énergie produite par une éolienne sur un site donné en l’espace d’une année. Etant donné que la vitesse du vent n’est pas constante, la production d’énergie annuelle d’une éolienne n’est jamais équivalente à sa puissance nominale en MW multipliée par le nombre total d’heures sur un an. Le facteur de capacité correspond au ratio entre la quantité réelle d’énergie produite sur une année et la production théorique maximale d’une éolienne fonctionnant à pleine puissance à plein temps.


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    53 Commentaires sur "Eolienne ECO 122 : Alstom installe ses nouveaux mâts de 119 mètres"

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    Temb
    Invité

    En Espagne le développement de l’éolien reprend, malgré la fin des subventions, au Bresil l’éolien est déjà l’énergie neuve la plus compétitive : Un jour aussi en France, quand par exemple les contraintes administratives seront assouplies (8ans pour faire un parc éolien contre 2ans en Espagne).

    climax1891
    Invité

    Avec une puissance installée de 8 480 MW, l’éolien n’a produit que 0,95 TWh pour une production totale de 39,4 TWh. Pendant une vingtaine de jours, la puissance fournie est restée largement inférieure à 2 000 MW

    Samivel51
    Invité

    Vous noterez que pendant ce meme mois de juin, la production solaire a atteint un record et presque depasse la production eolienne. Il y a une relle complementarite entre eolien et solaire en France (anticyclone = peu de vent mais beaucoup de soleil ; depression = vent mais peu de soleil), et avec une capacite solaire installee d’environs 1.5 x la capacite eolienne, on devrait avoir une production assez reguliere en moyenne hebdomadaire. Hebdomadaire seulement, mais c’est deja beaucoup.

    Sicetaitsimple
    Invité

    Je pense que ce qu’à voulu dire Samivel, c’est qu’avec un bon ratio PV/ éolien en puissance installée, l’energie produite par semaine peut être relativement constante. Ce n’est pas vraiment le cas, il y a des rapports 1 à 4 en Allemagne. Sur printemps/été, ce n’est pas trop faux. Cf slide 26.

    Sicetaitsimple
    Invité

    Au moins l’exemple allemand (avec plus de 30GW de chaque) est interessant sur le possible et le pas possible. Mais déjà du stockage avec un pas hebdomadaire, ça ne se trouve pas sous le sabot d’un cheval.

    Pastilleverte
    Invité

    en France, en moyenne éolien +pv # 4% de la production d’électricité, en espérant qu’ils sont effectivement « complémentaires ». 4% toujours bienvenus, mais qui peut encore croire au quintuplement de cette production d’ici 2020 ??? Marie Ségolène, peut être ?

    Temb
    Invité
    Attention à comparer des situations très différentes : – L’ensolleillement Allemand est en moyenne de 900H contre 1200H chez nous. – Ils ne disposent que d’un régime de vent principal et ont un facteur de charge éolien faible, de seulement 1700H en moyenne contre 2300H chez nous. – Leur territoire est plus petit de 30%, donc moins de foisonnement solaire et éolien. – La moyenne de la taille de leur rotors qui permet une production sur des vitesses de vent plus faibles (et donc une production plus régulière) est plus faible en Allemagne car leur parc est bien plus ancien… Lire plus »
    Samivel51
    Invité
    @badrien L’electricite ne se stocke pas seulement dans les STEP, mais, en France (pas en Allemagne) dans toutes les centrales hydrauliques a reservoir. En effet, aujourd’hui, ces centrales a reservoir tournent pratiquement toute la journee, toute l’annee. Or le facteur limitant de la production hydraulique en France est presque toujours le stock d’eau disponible: 24 GW de puissance installee hydrqulique au total, dont une grand majorite de centrales de barrage, mais un pic de production hydraulique journalier qui depasse tres rarement 12 GW. Donc si les ENR intermittentes produisent pendant une partie de la journee, les centrales de barrage arretent… Lire plus »
    Sicetaitsimple
    Invité
    « L’electricite ne se stocke pas seulement dans les STEP, mais, en France (pas en Allemagne) dans toutes les centrales hydrauliques a reservoir. En effet, aujourd’hui, ces centrales a reservoir tournent pratiquement toute la journee, toute l’annee. ». C’est exact, mais limité. Les centrales de lac produisent assez peu ( en puissance) une bonne partie de l’année et par ailleurs leur production est parfois liée à des critères hors production electrique ( débits réservés, irrigation,…). Par exemple hier, la puissance de lac a varié entre environ 1000MW et 4000MW au long de la journée, y compris la nuit où il y a… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Pour bénéficier de nos régimes de vents différenciés, encore faudrait-il y disposer de puissances installées significatives. Or aujourd’hui l’essentiel (les 2/3) de notre puissance sont sur le régime nord-atlantique/manche. Rien sur la partie atlantique sud-pyrénées (différence thermique montagne et méditerannée-Atlantique) et pas grand chose sur la partie sud-est (couloir rhodanien-méditerrannée). Rien à très peu sur la partie « continentale » (Alsace/Bourgogne/Auvergne) également. Mais là ou vous avez raison, c’est qu’il existe quelques heures par an ou tous ces régimes de vent peuvent être quasi nuls en même temps. L’éolien n’est pas une énergie de base, c’est une énergie variable qui doit, si… Lire plus »
    christiana
    Invité

    « renforcement réseaux en particulier mais c’est déjà prévu, programmé et payé par les producteurs éoliens » ?????????!!!!!!!!!!!

    Temb
    Invité
    Eh oui, cela s’appelle la quote part sur Schéma Régional de Raccordement au Réseau. Elle est calculée pour chaque région en fonction des investissements à réaliser pour raccorder ces GW éoliens terrestres. Et pour la petite histoire, l’EPR a eu un joli traitement de faveur, nul besoin de payer son raccordement et encore moins le renforcement du réseau, ou pour la com ils se sont même permis de dire que cela servirait à l’off shore…oubliant au passage que le projet off shore du secteur (hydrolien) n’existait même pas à l’état d’idée au moment du lancement de la ligne. Mais ils… Lire plus »
    zoziau
    Invité
    Pour compléter la réponse de Temb, la quote-part sur le renforcement du réseau c’est entre 10 000 et 70 000 Euros/MW solaire/éolien installé selon les régions. Par exemple pour Champagne-Ardenne, ça donne précisément 49 260 Euros/MW, soit pour 871 MW à accueillir d’ici 2020, 43M€ à la charge des producteurs (7 à la charge du RTE) Effectivement avec l’avènement de ces schémas on peut dire que les développeurs EnR financent assez largement l’adaptation du réseau électrique à la production décentralisée et que lobby nucléaire s’est plutôt bien débrouillé pour ne pas cotiser d’un euro dans l’affaire… C’est un traitement inéquitable… Lire plus »
    Solairefred
    Invité
    Pourquoi reproche t’on systématiquement l’intermittence à l’éolien et au solaire ? Il est évident que le vent et le soleil ne sont pas constant, donc l’énergie produite n’est pas constante. Où est le problème ? La consommation aussi n’est pas constante. On ne vous demande pas de consommer en permanence la même puissance ?Alors profitons de la ressource solaire et éolienne quand elle est là. ERDF et RTE gèrent très bien l’intermitence tant de la production que de la consommation. Il y a effectivement une limite à cela… dans les dom tom et en Corse, la limite est fixée à… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « ERDF et RTE gèrent très bien l’intermitence tant de la production que de la consommation. Il y a effectivement une limite à cela… dans les dom tom et en Corse, la limite est fixée à 30% d’éolien + pv en chaque instant. » En effet, l’intermittence des ENR peut tout à fait être absorbée… dans une certaine limite. Si on retient la limite des 30%, elle peut déjà être facilement atteinte en France : La puissance éolienne installée est en effet de 8,5GW, la puissance PV de l’ordre de 4,5GW, et la puissance consommée tourne le week-end en été entre 30… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Pourtant, cher Cain, c’est une obligation imposée aux parcs éoliens et aux centrales solaires. Débile? Ou juste bien dans l’idéologie française anti-ENR? 2 poids deux mesures comme toujours. Pareil sur le réseau et le raccordement, l’EPR se fait payer un raccordement, une ligne THT et un renforcement du réseau, les ENR doivent payer 100% de leur raccordement + payer le renforcement du réseau. Le nucléaire, lui, préfère comme toujours reporter les problèmes sur les générations futures. Les gens comme vous en ont bien profité pour faire carrière et s’octroyer de solides avantages sociaux, tant mieux pour vous, mais le problème… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « Pourtant, cher Cain, c’est une obligation imposée aux parcs éoliens et aux centrales solaires. Débile? Ou juste bien dans l’idéologie française anti-ENR? 2 poids deux mesures comme toujours. » Non, l’explication de ces différences d’obligation est très simple : Les ENR sont développées par des tonnes de sociétés. Certaines sont grandes, beaucoup sont petites. Certaines font faillites. Il est donc normal de vouloir que les fonds soient là dès le début. Le nucléaire, lui, n’est développé que par une seule société, contrôlée par l’Etat. Aucune autre société n’a eu l’autorisation de l’Etat pour construire de nouvelles centrales, malgré les envies (GDF… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Le MWh éolien comme solaire en France inclut le démantèlement, le raccordement et le renforcement du réseau. Le nucléaire amorti n’inclut pas ces éléments. Quand à la ligne THT de l’EPR, nous avions déjà eu ce débat, et au moment de son lancement le mot énergie marine n’existait presque pas et les parcs off shore n’avaient même pas été évoqués sur ces sites ! Il s’agit d’habillage à posteriori, d’une belle com marketing que vous continuez à reprendre mais le seul vrai fait, c’est qu’à son lancement c’était uniquement pour l’EPR, et il n’y a pas eu de redimensionnement de… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « Quand à la ligne THT de l’EPR, nous avions déjà eu ce débat, et au moment de son lancement le mot énergie marine n’existait presque pas et les parcs off shore n’avaient même pas été évoqués sur ces sites ! » Nous avons en effet déjà ce débat, et je me répète : EDF n’a pas plus payé pour Cotentin-Maine que les producteurs ENR ne payent pour les interconnexions. Pourtant, même l’ENTSO-E déclare que « « l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total) », cf p62 : Au début de… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité

    « Le MWh éolien comme solaire en France inclut le démantèlement, le raccordement et le renforcement du réseau. Le nucléaire amorti n’inclut pas ces éléments. » Quant au démantèlement, dont les fonds sont exigés dès la mise en service pour l’éolien, j’ai déjà fourni plus haut une explication à cette différence. A un moment donné, si vous voulez débattre, il va falloir lire mes arguments et pas seulement répéter les votres.

    Temb
    Invité

    Ok la flemme de débattre, il fait trop chaud donc on va dire que vous avez raison 🙂 A plus !

    Bachoubouzouc
    Invité

    « L’Allemagne est quand même passée de 65% de charbon au début de sa transition à 44% en 2013 et sans doute à peine 40% en 2014, et c’est loin d’être fini même s’ils vont durablement buter sur les 30% de lignite restants » Moi, ce que je vois, c’est que la production d’électricité à partir de fossiles est restée à peu près stable sur les 20 dernières années : Leur transition énergétique EST un échec complet.

    Samzine
    Invité

    @Bachoubouzouc « Ils ne payent pas pour les travaux qui profiteront à tout le monde, par exemple les interconnexions. Pourtant les ENR sont la principale raison pour laquelle on construit ces interconnexions. » Les interconnexions ne servent-elles pas surtout à exporter beaucoup d’électricité vers nos voisins (et un peu d’importation lorque la puissance consommée approche des 100GW) ?

    Sicetaitsimple
    Invité

    Bachoubouzouc vous répondra s’il le souhaite. Sauf à être structurellement importateur toute l’année( pour des causes techniques ou pour des causes de parc electrique non compétitif, par exemple l’Italie), plus un pays a de renouvelables intermittents et plus il devient souvent exportateur. Ca n’apparait pas forcément immédiatement et de façon claire parce qu’il y a des facteurs d’amortissement (hydraulique, STEP) , mais c’est bien le cas. Je ne peux d’ailleurs que vous renvoyer vers la superbe étude maintes fois citée de GreenPeace « Battle of the grid » pour vous en convaincre si les diagnostics de l’ENTSO ne vous suffisent pas!

    Samzine
    Invité

    @Sicetaitsimple Ok mais mais ma question porte sur l’affirmation de Bachoubouzouc pas sur les avantages vs inconvénients des interconnexions en général. En France la part des ENR est relativement faible par contre nous exportons beaucoup (et tant mieux). Donc ma question reste sans réponse et je suis surpris d’apprendre que les ENR sont « la raison principale pour laquelle on construit ces interconnexions » (citation mot pour mot de Bachoubouzouc)

    Bachoubouzouc
    Invité
    « En France la part des ENR est relativement faible par contre nous exportons beaucoup (et tant mieux). Donc ma question reste sans réponse et je suis surpris d’apprendre que les ENR sont « la raison principale pour laquelle on construit ces interconnexions » (citation mot pour mot de Bachoubouzouc) » Je répète : L’ENTSO-E déclare que « « l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total) », cf p62 : Si l’avis des spécialistes ne suffit pas à vous convaincre, observez donc les échanges avec l’Espagne ou l’Allemagne lorsqu’il y a du vent… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Samzine parle du cas français… Pas de l’Europe, et vous aussi vous citiez l’interconnexion France / UK, mais à moins que celle-ci ait pour but de nous exporter l’éolien off shore britannique? Sauf que nous sommes en surcapacités écrasantes en France, trop de nucléaire (sauf quelques heures 10 jours par an). Regardez le week-end dernier, on est tombé à 29GW de nucléaire sur 63 en fonctionnement, et nous n’avons pas dépassé les 50GW depuis le mois de mars. Sur votre graphique il manque malencontrueusement le premier semestre 2014, ou l’on voit très nettement que la transition énergétique allemande, processus de… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « Samzine parle du cas français… Pas de l’Europe » L’un et l’autre sont étroitement liés, puisque les ENR ont besoin de l’ensemble du réseau européen pour écouler leur production. « et vous aussi vous citiez l’interconnexion France / UK, mais à moins que celle-ci ait pour but de nous exporter l’éolien off shore britannique? » C’est absolument le cas. Exporter leur éolien chez nous, mais aussi le nôtre chez eux. C’est d’ailleurs précisé p69 du document RTE dont j’ai fourni le lien plus haut : « FAB permettra de mettre à profit la complémentarité des parcs de production existants et futurs de part et… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    Allez, parce que je suis de bonne humeur, je vais vous faire bénéficier de mon talent (apparemment rare chez les antinucs) pour faire des recherches google. Tadaaaa : Donc en effet, si ce semestre est bien représentatif de l’ensemble de l’année, la part du fossile en Allemagne a diminué. Pour s’établir à 50% de la production. Alors qu’elle était à 60% en 1990. Soit -10% de la production totale en 25 ans. Donc, comme l’affirme fièrement ma source : « Grün schlägt braun ». Encore un siècle à ce rythme (sous réserve qu’ils trouvent immédiatement une solution à l’intermittence du PV et… Lire plus »
    Samzine
    Invité
    @Bachoubouzouc Désolé mais je n’ai toujours pas compris comment vous justifiez votre affirmation : « Ils ne payent pas pour les travaux qui profiteront à tout le monde, par exemple les interconnexions. Pourtant les ENR sont la principale raison pour laquelle on construit ces interconnexions. » Ce sont vos propres mots, right ? Vous affirmez que la RAISON PRINCIPALE des interconnexions sont les ENRs et j’attends toujours des explications argumentées et factuelles sur le sujet. Vous l’aurez compris, je considère que lorque l’on est exporteur net (et encore une fois tant mieux) vers la Belgique, la Suisse, l’Espagne, l’Italie etc de plus… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    1) Pour prouver que ce que je dis n’est pas seulement mon invention, j’ai cité l’ENTSO-E qui est l’organisation européenne des gestionnaires de réseau. Ca n’est pas la France, ça n’est pas le vilain lobby nucléaire, c’est les gestionnaires de réseau européens qui affirment noir sur blanc que les interconnexions sont construites principalement à cause des ENR. 2) Je reprend l’exemple de l’Allemagne : Les allemands ont installé plus de 70GW de PV+éolien. Contractuellement, les allemands ont comme nous l’obligation d’acheter et d’écouler leur production ENR. Quand cette production est forte et la consommation faible, les allemands se retrouvent avec… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    « Bachoubouzouc : c’est faux ce que vous dites il existe des moments où la production EnR et forte, la demande faible et peu d’exportation allemande… » Bullshit. Prouvez le. « La corrélation entre exportation et prix de l’électricité plus haut à l’extérieur de l’Allemagne que sur le marché allemand est avéré. » C’est vrai, mais ça va dans mon sens : Quand la production ENR est forte et la consommation faible, l’offre est abondante et la demande rare, alors les prix baissent en Allemagne, ce qui pousse les voisins à acheter. C’est la transcription commercial du phénomène physique que j’expliquais plus haut. « Vous… Lire plus »
    plouc73
    Invité
    Le débat sur le financement des réseaux d’interconnexion me laisse perplexe. En premier lieu,les partisans des Enr subventionnées sont béats d’admiration devant des éoliennes de 100 à 200 m de hauteur, souvent en crêtes de massifs montagneux, donc visibles à des km, (je ne parle pas du off shore, sauf peut-être avec des feux suffisament puissants pour servir de repère) et les mêmes trouvent insupportable le spectacle de pylônes dépassant rarement 40 m dans les mêmes endroits. Comme quoi la sensibilité écologique me semble inversement proportionnelle aux subventions qu’on peut encaisser. Plus techniquement, les fermes éoliennes ou les installations PV… Lire plus »
    Sicetaitsimple
    Invité
     » le premier semestre 2014, ou l’on voit très nettement que la transition énergétique allemande, processus de long terme, commence à avoir un impact fort sur le charbon ». Que pensez vous qu’il va se passer quand d’ici 2022 les Allemands vont fermer plus de 10000MW de nucléaire qui fournissent aujourd’hui un peu moins de 100TWh/an? Il y a effectivement ( surtout sur ce fameux pemier semestre 2014 particulièrement bon pour PV et éolien) un effet sur le charbon, mais de mon point de vue il n’est que transitoire. Les « compteurs » charbon+ lignite seront certainement remis vers le niveau de 2010… Lire plus »
    Sicetaitsimple
    Invité

    Peut-être serait-il plus juste, pour préciser ce qui est dit à propos des interconnexions, de parler des nouvelles (ou des futures) capacités d’interconnexion en Europe. C’est bien ce dont parle ENTSO. Les lignes « passées » suffisaient amplement à faire fonctionner un parc de production traditionnel pilotable quasiment à 100%, c’est l’arrivée massive de renouvelables qui va principalement justifier des accroissements de capacité.

    Samzine
    Invité

    @Sicetaitsimple Si on se limite aux nouvelles interconnexions je ne peux qu’être d’accord. Mais la formulation de Bachoubouzouc ne contient pas cette nuance et laisse à croire que les ENR sont responsables des interconnexions (donc des coûts associés). Il est difficile de nier que les interconnexions Françaises servent aussi, et même surtout à exporter. Quant aux Allemands et à l’évolution de leur mix, j’ai moi aussi du mal à comprendre leurs priorités et leur approche technique mais il est je pense encore trop tôt pour conclure à un échec.

    Sicetaitsimple
    Invité

    OK, mais je vais arréter là mon rôle de médiateur! Sur la question de l’Allemagne, la question de mon point de vue n’est pas tellement celle d’un échec technique éventuel qui si ils en prennent le temps peut être surmonté ( faudrait quand même éviter un grand incident réseau, mais personne n’en est réellement à l’abri même si je crois comprendre que c’est de plus en plus souvent limite ou au-delà des limites de l’exploitation sûre d’un réseau en Allemagne). Le problème c’est à quel coût?

    Bachoubouzouc
    Invité
    « Si on se limite aux nouvelles interconnexions je ne peux qu’être d’accord. Mais la formulation de Bachoubouzouc ne contient pas cette nuance et laisse à croire que les ENR sont responsables des interconnexions (donc des coûts associés). » En effet, je n’ai pas précisé : Les ENR sont la principale raison (mais pas la seule) pour les nouvelles interconnexions, il est bien évident qu’elles n’y sont pour rien pour les interconnexions construites dans les années 80. Et le débat était bien là : Les producteurs ENR ne payent pas pour les nouvelles lignes construites vers nos voisins, de la même manière… Lire plus »
    Xicetaitsimple
    Invité

    Voilà on y est (entre Samzine et Bachou)! Maintenant c’est pas gagné, car comme je l’ai souvent expliqué faire des interconnexions ce n’est pas forcément évident techniquement si il faut passer en sous-marin ou percer une montagne , et il faut un réel « business case » dans tous les cas car ces projets sont devenus pour la plupart purement commerciaux, ils doivent trouver leur rentabilité par les « péages » sur les échanges générés, ce n’est pas le TURPE ou équivalent chez nos voisins qui les financent.

    Temb
    Invité

    L’interconnexion UK-France , comme la ligne THT cotentin Maine date de l’époque de l’EPR et ce sont donc deux ouvrages dédiés à cet EPR (le dimensionnement l’atteste)… 🙂 Et tout ça aux frais de la princesses. Hop j’ai remis 2€ dans la machine à polémique, ouaiiiiiis!!!

    Bachoubouzouc
    Invité

    Voici les propos de Chelya : « Une ligne électrique met 10 à 15 ans à se planifier et construire… L’interconnexion France Espagne c’est fin 90 avec signature de l’accord pour la réalisation en 2001… La directive européenne sur les énergies renouvelables c’est… 2009. » Voici la réalité : L’interconnexion « Inelfe » est née de l’accord de Saragosse signé le 27 juin 2008, et non pas fin 90 : A cette époque là, la puissance éolienne installée était déjà de 16GW :

    Bachoubouzouc
    Invité

    … c’est la raison pour laquelle les ENR sont mentionnées explicitement dans les raisons ayant poussé ce projet : Par ailleurs, et encore une fois, je n’invente rien : L’ENTSO-E écrit noir sur blanc que « l’intégration des énergies renouvelables motive 80% des développements d’infrastructures de transport d’électricité d’importance européenne » (104 milliards d’euros au total) ». Pourquoi vous acharnez vous, Chelya, à mentir alors que la vérité crève les yeux ??

    Bachoubouzouc
    Invité
    Histoire de bien faire rentrer la vérité dans le crâne délirant de Chelya, je vais recopier un passage de l’article « Les raisons du projet », publié sur le site internet du projet Inelfe : « Au cours de ces dernières années, l’Espagne et la France ont cherché à développer la production et l’utilisation d’énergies renouvelables, et plus particulièrement l’énergie éolienne, se rapprochant ainsi de l’objectif fixé par l’Union européenne pour 2020 : 20% d’émissions de CO2 en moins, 20% d’efficacité énergétique en plus, et 20% d’énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, qui est très variable… Lire plus »
    Sicetaitsimple
    Invité

    pour ces éléments. Ce qui parait vu d’aujourd’hui clair, c’est que cette interconnexion sera au moins techniquement un vrai plus, car les deux pays ont un mix très différent. Beaucoup d’exports depuis la France notamment l’été, des imports « éoliens » quand ça souffle fort en Espagne et des imports thermiques « CCG gaz » en cas de coup de froid en France, je pense que tout le monde y trouvera globalement son compte. A suivre.

    Temb
    Invité
    Le projet date des années 80 et a vu son tracé changer plusieurs fois… Il ne date pas de 2008, 2008 c’est la date de l’accord final. Il y avait déjà eu un accord « final » en 2001 mais le débat public côté français en 2003 acait fait capoter le tracé prévu, et retardé le projet de 10ans. Il s’agit d’une interconnexion décidée sans AUCUN rapport avec les ENR, mais bien opportune aujourd’hui dans un cadre ou la seule énergie éolienne est la première source de production d’électricité en Espagne et au Portugal. Cette interconnexion va permettre à l’Espagne de repousser… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Pour conclure sur sur ce point, tout ceci obéit à une directive éuropéenne négociée de 1998 à 2002 et donc promulguée en 2002, qui fixe comme objectif 10% d’interconnexions entre les pays membres de l’UE. Avec cette interconnexion, France et Espagne doivent encore faire pas mal d’efforts car ils ne seront qu’à 6% (de la puissance max Espagnole, qui fixe ici le niveau à atteindre). Ceci SANS rapport à l’époque avec les ENR, mais une fois encore, cela va aussi beaucoup servir aux ENR si on veut en faire énormement plus que ce qui est déjà fait (côté français, car… Lire plus »
    Salarieieg
    Invité
    Bonjour, Le développement de cette interconnexion a été justifiée par plusieurs aspects d’abord électriques – avant d’évoquer des raisons de marché – , les premières reflexions sont effectivement anciennes, mais n’ont été motivées que dès lors que la production éolienne espagnole a explosé, en effet voici quelques éléments: – La demande a considérablement grandi en Catalogne depuis les debut des années 2000, avec une pointe qui de mémoire a progressé de 20% (voir les rapport REE si vous avez les temps), le TGV renchérit la situation, – Le développement des EnR a explosé en Espagne dans des proportions considérablement plus… Lire plus »
    Bachoubouzouc
    Invité
    Donc, d’après vous, quand RTE écrit sur son propre site web que le projet Inelfe « est née à la suite de l’accord de Saragosse, conclu le 27 juin 2008 entre les gouvernements espagnol et français », ils se trompent sur la chronologie de leur propre projet ? D’après vous toujours, Inelfe se trompe sur la manière de gérer un réseau, lorsqu’ils écrivent sur leur site web que « L’augmentation de la production d’énergies renouvelables exige un haut niveau d’interconnexion », alors que c’est une filiale des gestionnaires de réseau français et espagnol ? C’est toujours marrant de vous voir essayer de nier l’évidence…… Lire plus »
    Temb
    Invité
    Non ils ont raison, Inelfe a bien été créé en 2008, mais si vous voulez, pour être plus compréhensible (ou alors est-ce de la mauvaise foi?), il s’agit de la version 4 de l’interconnexion. C’est comme si il y avait eu un Inelfe 1 dans les années 80, un Inelfe 2 dans les années 90, un Inelfe 3 en 2001 et finalement le bon (celui qui s’est construit) en 2008. La directive européenne est arrivée en 2002, après même les projets préliminaires de cette interconnexion. RTE a raison de dire que les ENR vont bénéficier de cette interconnexion, simplement, il… Lire plus »
    Sicetaitsimple
    Invité
    « Cette interconnexion va permettre à l’Espagne de repousser encore plus loin son niveau d’ENR variables (Eolien + solaire sont déjà à 27-28% du mix de la plaque Portugal+Espagne). » Ce n’est pas Inelfe qui a elle seule va pouvoir permettre à l’Espagne d’augmenter significativement son taux de PV+éolien (le jour où l’Espagne va se remettre à construire). A elle seule et toutes choses égales par ailleurs, elle peut juste permettre d’installer 2500MW ou 3000MW d’éolien en plus, ce qui n’est pas considérable. Par contre et comme souligné par Salariéieg et moi-même un peu au-dessus, elle va permettre une optimisation de la… Lire plus »
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