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EDF EN démarre les travaux du parc éolien en mer de Teesside

2012-02-10T06:20:08Z

EDF Energies Nouvelles (EDF EN) a annoncé hier le démarrage des travaux du parc éolien en mer de Teesside, doté d'une capacité installée de 62 MW, et qui devrait être mis en service avant fin 2012.

Situé au nord est de l'Angleterre, au large des côtes de Redcar, ce parc éolien comprendra 27 éoliennes offshore, fournies par Siemens. D'une capacité installée totale de 62 MW, il fournira au réseau britannique l'équivalent de la consommation électrique annuelle de 40 000 foyers et évitera l'émission d'environ 200 000 tonnes équivalent CO2.

Le parc éolien offshore de Teesside est développé et réalisé par EDF Energy Renewables, la filiale britannique d'EDF Energies Nouvelles détenue à part égale avec EDF Energy.

Les travaux ont débuté en 2011 par la construction d'une sous-station électrique à terre et le raccordement au réseau. Les travaux en mer ont été engagés le 2 février dernier, et débutent par l'installation des fondations monopieu, avant de se poursuivre par le montage des éoliennes. Le parc devrait entrer en service d'ici la fin 2012.

"C'est un projet passionnant mais très exigeant. La réalisation d’un parc éolien offshore est beaucoup plus complexe que celle d’un parc éolien traditionnel, en raison des contraintes liées au milieu marin", a déclaré Christian Egal, directeur général d'EDF Energy Renewables. "Aussi je salue le travail de l'équipe qui a su concilier les enjeux techniques, administratifs et environnementaux et assurer une concertation réussie avec les pêcheurs et l’ensemble des parties prenantes locales, afin que ce projet d’excellence voie le jour."

Le parc éolien de Teesside constituera la seconde réalisation en offshore d'EDF EN, après celle de C-Power (325 MW) en Belgique.

Union Européenne : 21,4% de nouvelles capacités éoliennes en 2011

2012-02-07T07:00:21Z

Selon les derniers chiffres publiés par l'Association européenne de l'énergie éolienne (EWEA), 9.616 MW de capacités éoliennes ont été installées en 2011 dans l'Union Européenne.

Globalement, cela porte la capacité installée à 93.957 MW, soit la fourniture de 6,3% de l'électricité de l'Union Européenne. Avec 21,4% de nouvelles capacités énergétiques en 2011, la part de l'éolien a atteint presque la même proportion que l'année 2010 (+ 9.648 MW).

"Malgré la crise économique qui sévit en Europe, l'industrie éolienne a installé de solides bases vers de nouvelles capacités", a commenté Justin Wilkes, directeur des affaires réglementaires à l'EWEA. "Mais pour parvenir aux objectifs à long terme de l'UE, nous avons encore besoin d'une croissance forte dans les années à venir. Il est essentiel d'envoyer des signaux positifs aux investisseurs à travers les gouvernements européens pour maintenir des politiques stables afin de soutenir les énergies renouvelables et pour l'Union européenne de continuer à s'orienter vers l'objectif de 30% d'énergie renouvelable à l'horizon 2030 ."

Le développement des installations terrestres en Allemagne et en Suède, ainsi que celles réalisées au large du Royaume-Uni (offshore) compensent la chute des installations dans des marchés dits matures comme la France et l'Espagne.

Globalement, l'Allemagne reste le pays de l'UE qui possède la plus grande capacité éolienne installée, suivie par l'Espagne, la France, l'Italie et le Royaume-Uni.

L'EWEA précise que l'Europe a installé en 2011 plus de capacités renouvelables que n'importe quelles autres années. Les énergies renouvelables ont ainsi représenté 71,3% des nouvelles installations : 32 043 MW. Le pétrole et l'énergie nucléaire ont connu à contrario une baisse l'année dernière, avec davantage de capacités désinvesties qu'installées.

Dans l'Union Européenne, la capacité totale installée nette a augmenté en 2011 de 35 468 MW pour atteindre 895 878 MW, avec une part de l'énergie éolienne en hausse de 10,5%, tandis que la part du renouvelable est arrivé à un taux de 31,1%.

Consulter le rapport 2011 complet de l'EWEA (.PDF) >>> ICI

Vague de froid : "les éoliennes confirment leur utilité"

2012-02-06T06:24:53Z

Alors qu'un froid intense touche la France et que les besoins en électricité atteignent des sommets, "le parc éolien fournit une quantité d'électricité particulièrement importante et contribue de manière significative à l'équilibre offre demande" a indiqué vendredi dernier dans un communiqué, le Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Selon l’association qui regroupe plus de 500 adhérents, dont 230 adhérents dans le secteur éolien, le parc éolien a couvert le jeudi 2 février en moyenne 4 % de nos besoins en électricité (taux atteint y compris lors de la pointe de consommation de 19h), en parvenant à des puissances de production de plus de 4000 MW, alors que la température moyenne en France a été de – 4°C : "c'est l'équivalent de deux fois la puissance électrique consommée par la ville de Paris."

En conséquence, cette production réduit d'autant le recours aux centrales thermiques (charbon, gaz et fioul), polluantes et au coût de production élevé, ainsi que les importations d’électricité, tient à rappeler le SER.

La situation actuelle démontre une nouvelle fois que les périodes de grand froid ne sont pas synonymes d'une absence de production éolienne. RTE l'avait constaté dès 2007 et le rappelle régulièrement depuis : « L’analyse météorologique à l’échelle nationale ne montre pas que les périodes de froid intense s’accompagnent systématiquement de faibles productions éoliennes ». Au contraire, la production éolienne est en moyenne plus élevée durant ces périodes.*

Le dispositif IPES (pour l'insertion de la production éolienne et photovoltaïque sur le système) mis en place par RTE permet de prévoir chaque jour et de manière satisfaisante la production éolienne sur le territoire et d'y adapter les besoins restants. Ainsi, le parc éolien participe à l'équilibre offre vs demande. C'est ce que rappelle le RTE dans le Bilan Prévisionnel*, en précisant « qu'en France, 25 000 MW** d’éoliennes ou 5 000 MW d'équipements thermiques apparaissent équivalents en termes d’ajustement du parc de production ».

* Source : Bilans Prévisionnels des années 2007, 2009, 2011

** Objectif 2020 du Grenelle de l’environnement

Le développement du parc éolien français à la peine en 2011

2012-02-06T06:12:25Z

A l'occasion du bilan de l'électricité française pour l'année 2011, RTE (Réseau de Transport de l'Electricité) a présenté l'état du développement du parc éolien français, qui à fin 2011 a couvert 2,5 % de notre consommation électrique avec 6640 MW raccordés.

L’année dernière, le parc éolien français a progressé de 875 MW contre 1200 MW en 2010*. Cela représente une chute très préoccupante de 30% des MW annuellement raccordés.

Ce rythme de développement est très insuffisant selon le SER (Syndicat des Energies Renouvelables) : "c’est 1 350 MW par an qu’il nous faudrait raccorder pour être au rendez-vous du Grenelle de l’environnement qui fixe à la filière un objectif de 19 000 MW terrestres en 2020."

Un faisceau de raisons expliquent le résultat très médiocre de cette dernière année selon t-elle : "certes la difficulté de raccordements due au manque de capacité d’accueil des réseaux électriques et la conjoncture économique ont constitué des freins, mais ces explications ne sont pas suffisantes."

En fait, les recours contre les parcs et contre les décisions de création de ZDE (Zones de Développement de l’Eolien) atteignent aujourd’hui 42 % contre 35 % en 2009. Et dans plus de 75 % des cas, l’annulation du projet ou de la ZDE est refusée par le Tribunal administratif. C'est pourquoi le SER estime que "ces contentieux abusifs retardent de plusieurs années le démarrage des chantiers."

Dans un tel contexte, les nouvelles dispositions de la loi Grenelle 2, parmi lesquelles la soumission des éoliennes à la procédure ICPE (installations classées pour la protection de l’environnement), l’obligation de réaliser des parcs de 5 éoliennes minimum et le ralentissement de la délivrance de nouvelles ZDE, dû notamment à l’attente de l’achèvement des volets éoliens des schémas régionaux, présagent d’une croissance du parc bien en deçà du rythme nécessaire à l’atteinte de l’objectif du Grenelle, déplore encore le Syndicat représentatif.

Face à ces perspectives, Jean-Louis BAL, Président du SER, et Nicolas WOLFF, Président de FEE, la branche éolienne du SER, demandent « la suppression de la règle des cinq éoliennes minimum et celle des ZDE, une fois les schémas régionaux éoliens adoptés. »

GDF Suez : 100 MW de projets éoliens en Roumanie et en Pologne

2012-02-03T06:05:55Z

GDF Suez, le groupe énergétique français, a annoncé jeudi le développement de 2 nouveaux parcs éoliens en europe de l'est, l'un basé en Roumanie (48 MW) et l'autre situé en Pologne (51 MW).

En Pologne, le parc de Pagow permettra de doubler la capacité éolienne du Groupe, après les parcs de Jarogniew-Moltowo (20 MW) et de Wartkowo (30 MW) inaugurés en 2011, et de poursuivre son développement dans les énergies renouvelables.

En Roumanie, le parc éolien de Gemenele sera mis en service en 2012. Il marque l'entrée du Groupe dans la production électrique en Roumanie, et montre par la même occasion le potentiel roumain dans les énergies renouvelables.

"Le développement des projets éoliens du Groupe en Roumanie et en Pologne illustre la volonté de renforcer la diversification du mix énergétique de GDF Suez et de poursuivre son intégration sur les marchés porteurs en exploitant au mieux les savoir-faire et les synergies techniques du Groupe" a déclaré Gérard Mestrallet, PDG de GDF Suez.

GDF Suez entend bien renforcer les énergies renouvelables dans son mix énergétique en Europe afin d'atteindre son objectif visant à augmenter les capacités renouvelables installées du Groupe de 50% d’ici 2015 par rapport à 2009.

Allemagne : 2011, une année de reprise dans l'éolien

2012-01-30T06:48:42Z

La fédération allemande du secteur de l'éolien (BWE) a annoncé la semaine dernière un bond des installations en 2011, de l'ordre de 30% par rapport à 2010, soit au total 895 éoliennes pour une capacité de 2.007 mégawatts.

Toujours sur la période 2011, les éoliennes raccordées au réseau ont dépassé de 40% le volume de 2010, soit 2.086 mégawatts contre 1.493 mégawatts. La capacité totale installée en Allemagne à fin décembre 2011 s'établissait à 29.000 mégawatts.

"Ce résultat démontre la continuité et la fiabilité de l'expansion de l'énergie éolienne en Allemagne. C'est également une base pour de nouveaux succès dans les marchés d'exportation à la fois en Europe et dans le monde" a expliqué Thorsten Herdan, directeur général de Power Systems VDMA.

Cependant, des inquiétudes ont été pointées du doigt par les professionnels du secteur concernant l'accompagnement de la croissance très forte enregistrée dans le secteur éolien.

"L'éolien doit être pensé et intégré à l'avenir dans un système plus global", a ajouté Thorsten Herdan. "Une poursuite des installations éoliennes sans transformation en parallèle de l'infrastructure, qu'il s'agisse des réseaux électriques ou de capacités de stockage, serait une hypocrisie", a t-il averti.

En plus de nouvelles installations, les industriels du secteur ont participé davantage au « repowering », c'est-à-dire au remplacement d'éoliennes vétustes par d'autres modèles plus récents.

Pour la fin de l'année 2012, 10 parcs éoliens offshore d'une capacité globale de plus de 2.000 mégawatts sont prévus d'être construit, correspondant à un volume de commandes de près de 7 milliards d'euros. En 2011, les nouvelles installations offshore avaient atteint seulement 108 mégawatts.

EDF EN : 2 parcs éoliens mis en service en Italie (122 MW)

2012-01-26T06:20:08Z

EDF Energies Nouvelles a annoncé lundi la mise en service, en Italie, des parcs éoliens de Vallata, d'une capacité installée de 48 MW, et de Bonorva, d'une capacité installée de 74 MW.

Le parc éolien de Vallata est situé en Campanie, dans la province d'Avellino. Il est constitué de 20 éoliennes Vestas et de 4 éoliennes REPower, d'une puissance unitaire de 2 MW chacune. Implanté en Sardaigne, dans la province de Sassari, le parc éolien de Bonorva comprend quant à lui 37 éoliennes Vestas, d'une puissance unitaire de 2 MW.

Ces deux parcs éoliens qui ont été mis en service fin décembre 2011, ont été réalisés par EDF EN Italia, la filiale italienne d'EDF Energies Nouvelles, qui les détient à 100%.

Respectivement septième et huitième réalisations italiennes du Groupe, les parcs éoliens de Vallata et de Bonorva renforcent la position d'EDF Energies Nouvelles en Italie. Les capacités éoliennes du Groupe dans le pays s'élèvent désormais à 487 MW bruts.

"Eole en stock", ou comment stocker une énergie intermittente

2012-01-24T07:04:14Z

Le boom des énergies renouvelables amène au premier plan des problèmes restés jusqu'ici marginaux. L'électricité d'origine éolienne, en particulier, a suscité récemment de nombreux débats, certains politiques, d'autres techniques. L'un des plus stimulants est lié à l'intermittence de la production, qui oblige à explorer des pistes innovantes, comme le stockage à grande échelle de l'électricité.

Les coûts de l’intermittence

Les producteurs d’électricité le savent depuis longtemps, tous les kWh ne se valent pas. Non seulement ils n’ont pas le même coût, mais surtout certains sont garantis, quand d’autres ne le sont pas. La production d’électricité à partir d’énergie solaire et, plus encore, éolienne, est ainsi marquée par une variabilité qui joue non seulement à l’échelle de la journée, mais aussi sur plus longues périodes. En Europe de l’ouest, par exemple, les pics de consommation électrique correspondent aux périodes de froid hivernal et aux chaleurs estivales, c’est-à-dire à un régime anticyclonique marqué par l’absence de vent.

Cela n’a guère de conséquence quand l’électricité d’origine solaire ou éolienne ne représente que quelques pourcents de la production totale, mais la montée en puissance de ces sources d’énergie oblige à s’intéresser au problème de façon sérieuse. En Espagne, par exemple, l’énergie éolienne a été au mois de mars 2011 la première source d’électricité, avec une production de 4750 GWh qui représentait 21% de la demande (sur un an, la moyenne de l’éolien est désormais proche de 15%, en troisième position devant le charbon). Red Eléctrica de España fournit des informations en temps réel qui montrent l’existence de pics : le mardi 14 janvier 2010 à 1 heure 33 du matin, la production d’énergie éolienne a ainsi représenté 42% de la demande espagnole en électricité, avec une puissance instantanée de 11700 MW.

Ces pics sont gérés via une baisse momentanée des autres modes de production, notamment l’hydroélectrique qui est à cet égard très souple. Les prévisions météos permettent aux régulateurs d’ajuster la production globale, par exemple en abaissant la puissance des centrales thermiques d’ajustement jour/nuit lorsque le vent se lève. Mais l’exercice a ses limites, et si l’éolien confirme sa montée en puissance (l’objectif des Espagnols est d’en faire d’ici 2040 la première source d’énergie électrique), le caractère intermittent de sa production peut devenir problématique.

Ce sujet fait aujourd’hui l’objet d’un débat assez vif au Royaume-Uni, où le développement de vastes parcs éoliens offshore a conduit cette source d’électricité à atteindre 10% de la demande d’après le National Grid. Plusieurs rapports contradictoires ont été publiés depuis 2005, soit pour souligner le coût élevé du kWh d’origine éolienne, soit au contraire pour ramener les estimations de coûts à la baisse.

Dans d’autres contextes, c’est la question de la localisation des parcs éoliens qui fait problème. En Allemagne, l’essentiel de la production sera due à des parcs offshore, sur la Baltique et la mer du Nord, loin des centres industriels de la Ruhr et de Bavière, qui sont de gros consommateurs d’électricité. Le développement du réseau à haute tension est évidemment l’une des réponses à ce problème, mais il est coûteux, prend du temps et pose des questions d’acceptabilité sociale ; en outre, l’acheminement sur 700 ou 800 km représente une perte en ligne significative.

Partout dans le monde, enfin, l’éolien représente comme le solaire une solution pertinente pour les îles qui ne sont pas interconnectées, en complément des moyens de production classiques. Mais là encore l’intermittence pose problème.

C’est dans ce contexte que la question du stockage prend aujourd’hui un intérêt nouveau. Soit comme un outil supplémentaire donné aux exploitants pour gérer la production, soit, dans le cas des îles, comme le moyen de réduire significativement la part des petites centrales alimentées au charbon ou au fuel ou au gaz. Mais peut-on stocker du vent ?

Les solutions mécaniques

Une première solution consiste à convertir l’énergie cinétique de l’éolienne en une autre énergie mécanique. On peut distinguer trois modèles, aux usages différents.

Les volants d’inertie ont pour principal intérêt de lisser la production : une partie de l’énergie électrique de l’éolienne sert à faire tourner un disque rotatif en acier, assez lourd, à haute vitesse. La rotation du disque consomme dans un premier temps beaucoup d’énergie, mais en régime de croisière la faiblesse des frottements limite cette consommation ; et si le vent baisse l’inertie du disque lui permet de produire de l’énergie. Utile pour lisser la production, cette méthode est simple dans son principe mais pour être efficace elle requiert une technologie coûteuse (pour une réduction maximum des frottements, le disque doit tourner dans le vide).

Deuxième modèle, l’articulation des éoliennes à des installations hydroélectriques, via des stations de pompage. Il s’agit simplement de profiter des moments où le vent souffle et où la demande est faible (par exemple les weekends) pour remonter de l’eau. Ce principe est déjà utilisé en France, où des turbines réversibles permettent de pomper de l’eau vers le haut en utilisant l’électricité du réseau au moment où elle est le moins cher. Le rendement de ces opérations est de l’ordre de 80%, ce qui est remarquable. Dans l’absolu, rien n’interdit d’utiliser directement des éoliennes au lieu de faire appel au réseau, et dans certaines vallées ventées la solution peut avoir du sens, même si elle demande une évaluation économique. Mais on observera que les parcs offshore et les éoliennes situées en plaine sont généralement éloignées des barrages hydroélectriques, ce qui limite considérablement l’utilisation directe de l’énergie éolienne pour alimenter des turbines. En revanche, même si c’est plus complexe, on peut parfaitement l’utiliser indirectement, à travers le réseau.

Le stockage sous forme d’air comprimé peut apparaître anecdotique, mais il offre des possibilités très intéressantes et surtout apparaît moins tributaire de la géographie. Des applications industrielles fonctionnent depuis 1978 en Allemagne (Huntorf, 290 MW) et depuis 1991 en Alabama, mais leur rendement est assez faible, de l’ordre de 40%. EnBW, le numéro 3 allemand de l’énergie, a récemment développé une solution plus performante, qui permettrait d’atteindre un rendement de 70% grâce à la récupération de la chaleur produite par la compression.

Toutes ces formules, notamment l’air comprimé et le stockage par volant d’inertie requièrent des installations plus complexes et mobilisent donc des investissements. On en est aujourd’hui à la phase d’expérimentation, et une évaluation économique est nécessaire.

Batteries, accumulateurs et supercondensateurs

C’est encore plus vrai des solutions que nous allons aborder à présent. D’emblée, il faut noter que les technologies de type pile ou batterie sont connues depuis longtemps, et qu’en une centaine d’années les progrès, relativement modestes, ont été réalisés sur un mode incrémental. Le seul véritable lieu d’innovation a été les applications militaires, dans un contexte budgétaire très différent de celui de l’industrie civile : les solutions développées sont très coûteuses. Mais la situation évolue. Depuis quelques années, la montée en puissance des véhicules électriques a ouvert des perspectives et relancé la R&D sur ces sujets ; le développement de l’éolien a conduit à d’autres innovations.

D’une façon générale, et ce quels que soient les progrès réalisés, le stockage d’énergie électrique par ces moyens n’est aujourd’hui pertinent qu’à petite échelle, et entre le coût du kWh issu de l’électricité du réseau et celui du stockage dans des batteries, il y a une différence variant entre un à 100 et un à 1000. Il existe pourtant plusieurs initiatives visant, dans des contextes particuliers comme les milieux insulaires, à développer des applications à relativement grande échelle.

On a beaucoup parlé par exemple des unités de stockage avec des batteries au sodium soufre du japonais NGK, qui pèsent 80 tonnes et peuvent stocker jusqu’à 7,2 MWh, ce qui représente la consommation de plusieurs centaines de foyers. Son prix est d’environ 5,4 millions de dollars, une somme certes importante mais qui n’est pas hors de proportion avec le budget d’une communauté insulaire. Des tests à grande échelle ont été lancés récemment par Systèmes électriques insulaires, l’entité d’EDF qui gère les réseaux des îles françaises. Une batterie NGK de 1 MW a été installée sur l’île de la Réunion, et au terme d’un test de six mois l’expérimentation a été jugée concluante. Aux Etats-Unis, on peut citer l’expérience lancée par Xcel Energy.

Concurrent principal du système de NGK, les accumulateurs au vanadium sont fondés sur un principe connu depuis les années 1950 mais qui a connu des développements industriels récents, notamment grâce à l’éolien. Le meilleur exemple aujourd’hui est la centrale de King Island, entre l’Australie et la Tasmanie, mais on cite aussi l’exemple du parc éolien de la société Tapbury, en Irlande. Ce système est fondé sur des échanges d’ions entre deux électrolytes séparés par une membrane. Ces échanges ont lieu au sein de cellules, et la puissance de l’ensemble dépend simplement du nombre de cellules : il ne s’agit pas d’une pile (comme les traditionnelles batteries au plomb), car le stockage des électrolytes est externe et non interne. La principale faiblesse de ce modèle est que l’installation prend beaucoup de place, et que par ailleurs le vanadium est toxique, ce qui oblige à un effort particulier en matière de sûreté. Mais les avantages sont importants : le rendement atteindrait 70% et surtout le vanadium, qui est un métal de transition, peut être oxydé et réduit de nombreuses fois, ce qui permet de pérenniser les installations. En outre, son temps de réponse est très rapide, ce qui est précieux dans le contexte de l’éolien où les changements de vitesse du vent sont fréquents. Dans l’absolu, on peut d’ailleurs noter que le développement d’accumulateurs au vanadium pourrait conduire à celui de nouveaux types d’éoliennes, plus réactives que celles d’aujourd’hui, qui sont précisément conçues pour lisser les à-coups.

A King Island, la proportion d’énergie éolienne est passée de 12 à 40%, ce qui a permis de limiter l’utilisation des générateurs au fuel. Le coût d’installation est comparable à celui du système NGK.

Dernière innovation dans ce domaine, l’utilisation de supercondensateurs en complément à des accumulateurs montés en série permet d’optimiser le stockage en offrant deux ressources différentes. Le supercondensateur (qui fonctionne comme un condensateur, en stockant l’énergie dans un champ électrostatique, mais dont la densité énergétique est beaucoup plus élevée que celle d’un condensateur ordinaire) fournit de l’énergie pendant les interruptions les plus brèves, et il n’est relayé par les accumulateurs que pour les interruptions d’une certaine durée. Ce système permet non seulement de mieux gérer les intermittences, mais aussi d’allonger la durée de vie des accumulateurs.

La voie du gaz

Il existe enfin une dernière solution au stockage, qui passera par le développement de centrales hybrides, mêlant les éoliennes à des centrales à gaz classiques, utilisant notamment l’hydrogène comme combustible. L’enjeu, ici, est de faire en sorte qu’une partie de la production électrique générée par les éoliennes permette de produire l’hydrogène, qui sera utilisé quand le vent faiblira.

Techniquement, il s’agit à la fois d’un principe simple et… d’une usine à gaz ! La production de l’hydrogène, en elle-même, n’est pas compliquée : il s’agit simplement de soumettre l’eau à une électrolyse, afin de séparer hydrogène et oxygène. Mais il faut ensuite stocker l’hydrogène et l’installation doit comprendre un moteur à combustion interne et un générateur.

Pour le moment, les rendements sont assez modestes, de l’ordre de 40%. Mais différentes expérimentations sont en cours pour chercher des améliorations. On peut citer le projet Wind to Hydrogen mené aux Etats-Unis par le National Renewable Energy Laboratory avec des partenaires publics et privés. En Europe, on peut signaler la centrale d’Utsira au large de la Norvège, les projets menés à Sotavento en Galice (Espagne).

La centrale hybride de Prenzlau, en Allemagne, présente enfin un dernier exemple : elle a la particularité d’utiliser du biogaz (du méthane pour l’essentiel) quand il n’y a pas de vent, et de produire de l’hydrogène quand il y en a. Cet hydrogène est ensuite mélangé au méthane pour produire un combustible plus performant.

Au total, que retirer de ces expérimentations ? Tout d’abord l’idée d’un moment particulièrement dynamique en termes de recherche et développement : la multiplicité des solutions atteste un effort de recherche porté par des acteurs caractérisés à la fois par un champ vierge – tout reste à faire – et par une forte concurrence. Ensuite, cette concurrence oppose surtout des technologies entre elles. A moyen terme, on devrait assister à une spécialisation des solutions : telle technologie pour tel contexte, telle technologie pour tel autre contexte.

La plupart des expériences menées suggère des rendements honorables, ou potentiellement honorables. Si la pertinence des solutions déjà trouvées s’impose déjà sur des espaces spécifiques (îles, lieux isolés), la plupart ne sont cependant que des compléments, plutôt que des alternatives. Enfin se pose la question du passage à une véritable exploitation industrielle, en concurrence avec les énergies classiques. Sur ce point il est encore trop tôt pour se prononcer sur l’intérêt économique des solutions développées aujourd’hui, mais à l’évidence les lignes bougent.

[Article publié sous CC - ParisTech Review ]

Gamesa va développer 2 parcs éoliens (16 MW) en France

2012-01-24T06:37:39Z

Gamesa, le spécialiste espagnol de l'énergie éolienne a annoncé la semaine dernière avoir obtenu un contrat auprès d'Allianz Renewable Energy, une filiale du groupe allemand Allianz pour la réalisation de 2 parcs éoliens en France, d'une capacité installée totale de 16 MW.

Ce contrat prévoit la construction de 2 parcs éoliens, celui d'Aussac (8 MW) situé dans la région Poitou-Charentes, et celui de Belrain (8 MW) basé dans la région Lorraine, qui seront chacun équipés de 4 turbines éoliennes Gamesa G90, d'une puissance nominale de 2,0 MW.

Présent dans l'hexagone depuis 2000, Gamesa a développé sur notre territoire une capacité éolienne de 114 MW et dispose aussi d'un portefeuille global de projets de 800 MW en cours de développement.

Au niveau mondial cette fois, le groupe espagnol indique avoir développé des parcs éoliens d'une capacité de 4.300 MW et dispose d'un portefeuille de plus de 24.500 MW, principalement en Europe, en Amérique et en Asie.

Enfin, Gamesa compte plus de 30 centres de fabrication en Europe, aux Etats-Unis, en Chine, en Inde et au Brésil, pour un effectif de 8000 personnes.

EDF EN acquiert un projet éolien de 161 MW au texas

2012-01-19T06:33:28Z

enXco, filiale américaine d'EDF Energies Nouvelles, a annoncé mercredi la signature d'un accord avec Cielo Wind Power, développeur et exploitant de centrales éoliennes, pour acquérir le projet éolien en développement de Spinning Spur au Texas, d'une capacité de 161 MW.

Le projet éolien de Spinning Spur, situé dans le comté d'Oldham, à l'ouest d'Amarillo au Texas, constitue le premier parc éolien d'enXco au Texas. Il compte 70 turbines Siemens d'une capacité unitaire de 2,3 MW.

L'électricité produite sera vendue à la compagnie américaine Southwestern Public Company, filiale à 100% de Xcel Energy, dans le cadre d'un contrat de vente d'électricité (PPA) d'une durée de 15 ans.

La construction doit démarrer au premier semestre pour une mise en service du parc prévue en décembre 2012.

« La situation du marché éolien aux Etats Unis et l'incertitude sur le renouvellement du crédit d'impôt (Production Tax Credit) après 2012 créent des opportunités de partenariat avec des développeurs importants comme Cielo Wind Power. C'est surtout pour nous une occasion idéale d'investir le marché texan en tant que producteur d'électricité d'origine éolienne », a déclaré David Corchia, Directeur Général d'EDF Energies Nouvelles.

Canada : Siemens sélectionné pour fournir 130 turbines éoliennes

2012-01-17T06:45:38Z

L'entreprise canadienne Windstream Wolfe Island Shoals (WWIS) a annoncé hier avoir signé un accord avec Siemens Canada pour lui fournir 130 turbines d'éoliennes dans le cadre de son projet de parc éolien de 300 mégawatts sur le lac Ontario.

En effet, le projet de parc éolien devrait être situé à quelques kilomètres au large de la côte sud-ouest de l'Ile de Wolfe, dans la partie est du lac Ontario. Les pâles des éoliennes seront construites par l'usine de Siemens située à Tillsonburg, au sud de la province de l'Ontario.

Il faut savoir que Windstream est la seule entreprise dont la production d'énergie éolienne offshore bénéficie du programme de tarifs de rachat garanti (PTRG), attribué par la Commission de l'Energie de l'Ontario (CEO) en mai 2010. Au final, le choix allemand devrait lui assurer une activité économique locale (plus de 50% des matériaux utilisés proviendront de la province) et le projet devrait également permettre de créer plus de 1.900 emplois durant les cinq premières années.

« Nous sommes très heureux d'avoir signé ce contrat avec Siemens Canada. Les 140 années d'expérience de Siemens dans le secteur de l'énergie et son réseau mondial d'employés très compétents nous confortent dans notre idée que nous avons choisi le bon fournisseur » a déclaré Ian Baines, le Président de Windstream Energy. « Siemens est le principal fournisseur mondial de turbines d'éoliennes offshore. Nous voulons tirer parti de leur expérience pour développer le premier projet d'énergie éolienne au Canada » a-t-il rajouté ensuite.

La Loi sur l'énergie verte, adoptée en 2009, définit une priorité qui est de faire de l'Ontario le leader nord-américain de la production et de l'utilisation des sources d'énergies propres et renouvelables (éolienne, hydrique, solaire, biomasse et biogaz). En 2003, 67 % de l'électricité ontarienne a été générée à partir de sources ne produisant pas d'émissions. Avant 2030, 92 % de l'électricité sera "propre" et exempte d'émissions de CO2.

La Loi sur l'énergie verte couvre également le Programme de tarifs de rachat garanti (PTRG), qui offre des garanties de prix à long terme aux producteurs d'électricité renouvelable. L'Ontario est aussi la première juridiction à fonder son réseau « intelligent » sur la tarification obligatoire selon l'heure de la consommation d'électricité.

Vestas anticipe l'avenir et supprime plus de 2300 postes

2012-01-13T06:40:07Z

Dans un communiqué dès plus laconique, le géant de l'éolien danois Vestas a annoncé jeudi la suppression effective de 2.335 postes dans le monde d'ici la fin de l'année en précisant qu'il souhaitait réduire ses coûts fixes de plus de 150 millions d'euros.

Et ce n'est qu'un début ! En plus des licenciements prévus des 2.335 employés dans les prochains mois, Vestas se prépare aussi à un ralentissement potentiel aux États-Unis si le système du crédit d'impôt actuel (PTC) ne serait pas reconduit après 2012. Dans cette optique, cela pourrait aboutir à un licenciement de 1.600 employés dans les usines de production nord américaine. Cela constituerait un revers de taille pour le numéro 1 de l'éolien dans la mesure où ce dernier n'a pas hésité à investir plus d'1 milliard de dollars dans 4 usines au Colorado.

Comme c'est déjà le cas pour le photovoltaïque, l'éolien semble de plus en plus être confronté à une concurrence agressive des industriels chinois (Sinovel, Goldwind). Par ailleurs, la crise de la dette ne facilite pas le financement de gros projets éoliens où les subventions sont revues à la baisse aussi bien en Europe qu'aux Etats-Unis,

En fin de journée, le cours de l'action côté à la Bourse de Copenhague était en forte baisse ( - 6,71% ).

C'est mauvaise nouvelle intervient alors même que le Danemark prenait jeudi la présidence de l'Union Européenne.

Eolien en mer (3 GW) : les 3 consortiums passés à la loupe

2012-01-13T06:38:29Z

Trois consortiums ont déposé mercredi différentes offres devant répondre aux critères de l'Etat afin de pouvoir installer la première tranche des 6 GW de capacité éolienne en mer par l'implantation au large des côtes françaises de 3.000 MW à partir de 2015.

Alors que chaque groupement industriel n'hésite pas à mettre en avant leurs attributs, il apparait que la création d'une activité économique pérenne devient une priorité avec la volonté certaine de faire émerger une filière française de l'éolien offshore .

Le consortium EDF EN / Alstom

Sites visés : Saint-Nazaire (Loire Atlantique), Saint-Brieuc (Côtes d'Armor), Courseulles-sur-Mer (Calvados) et Fécamp (Seine-Maritime)

EDF Energies Nouvelles et Alstom a annoncé avoir déposé 4 projets "solides et réalistes", en réponse à l'appel d'offres d'éolien offshore sur le territoire hexagonal. Selon les 2 industriels français, ces projets s'accompagnent d'un plan industriel "très ambitieux et équilibré" qui prévoit, notamment, la fabrication en France de l'éolienne conçue par Alstom et permettra la création d'environ 7.500 emplois.

Selon le consortium, l'éolienne d'Alstom, entièrement fabriquée en France, devrait contribuer à l'émergence d'une véritable filière industrielle "pérenne" et à terme "exportatrice" d'une technologie française. Alstom deviendra le fournisseur exclusif des éoliennes de 6 MW qui seront installées par le consortium. Ce dernier prévoit d'implanter 4 usines sur deux sites, à Saint-Nazaire et à Cherbourg. La fabrication de tous les composants clés de l'éolienne permettrait ainsi la création de 5.000 emplois pérennes et qualifiés, dont 1 000 emplois directs.

En parallèle, le consortium prévoit d'implanter, dans les ports de Saint-Nazaire, Brest, Cherbourg et Le Havre, jusqu'à 8 unités pour la construction des fondations et l'assemblage des éoliennes, ainsi que 4 centres d'exploitation maintenance dans les ports de proximité de La Turballe, Saint-Quay-Portrieux, Caen-Ouistreham et Fécamp. Ce dispositif industriel permettra également de structurer et de développer l'activité d'un réseau d'industriels et de sous-traitants locaux tant pendant les périodes de construction que d'exploitation. Il s'appuiera sur des structures d'ingénierie et de R&D locales, travaillant en symbiose avec des partenaires universitaires régionaux.

Le Consortium GDF-Suez / Vinci / CDC

Sites visés : Courseulles-sur-Mer (Calvados), Dieppe-Le Tréport (Seine-Maritime, Somme), Fécamp (Seine-Maritime) et Saint-Brieuc (Côtes d'Armor).

GDF-Suez, Vinci et CDC Infrastructure qui ont également remis à l'Etat leurs dossiers de candidature pour développer l'éolien en mer, sont candidats sur quatre des cinq zones identifiées.

Le consortium s'appuiera sur des partenaires industriels reconnus dans la conception et la fabrication d'éoliennes en mer, il s'agit du français Areva (Courseulles-sur-Mer, Dieppe-Le Tréport et Fécamp) et de l'allemand Siemens (Saint-Brieuc).

Le consortium estime que jusqu'à 80 % de l'activité générée par le marché des éoliennes en mer (achats, production, sous-traitance) pourra être développée en France, contribuant ainsi au développement économique des régions concernées et à la création d'une véritable filière de formation. Ces emplois non délocalisables seront liés d'après eux, à la construction des éoliennes (phase de 3 à 6 ans) et à leur exploitation (20 ans et plus).

« Notre Groupe est un acteur incontournable dans les énergies renouvelables. Nous souhaitons, avec nos partenaires, apporter toute notre expertise d'énergéticien intégré pour développer cet ambitieux projet d'éolien en mer et contribuer à l'émergence d'une filière industrielle française » a déclaré Gérard Mestrallet, PDG de GDF Suez.

Avec plus de 1 000 MW éoliens installés, GDF Suez reste le premier producteur éolien en France, le Groupe ayant même pour objectif d'atteindre 2.000 MW installés dans l'éolien terrestre d'ici 2016. Dans le domaine de l'éolien offshore, le Groupe affirme disposer d'une expérience et d'un savoir-faire à travers ses filiales spécialisées comme INEO, Fabricom et Tractebel Engineering. En France, GDF Suez développe depuis plusieurs années le projet de parc éolien offshore des « Deux Côtes », situé dans la zone de Dieppe-Le Tréport, ainsi que d'autres projets dans les zones de Courseulles-sur-Mer et de Fécamp.

Pour Xavier Huillard, PDG VINCI : « VINCI apporte à ses partenaires un savoir-faire global dans le montage de financement, la maîtrise des solutions techniques permettant de répondre aux différentes conditions de sol et d'intervention en mer, et la capacité à associer les parties prenantes aux grands projets d'infrastructure sur lesquels nous intervenons. C'est un gage de performance et d'efficacité dans cet appel d'offre ambitieux de développement de l'éolien en mer. »

Enfin pour Augustin de Romanet, Directeur général de la Caisse des Dépôts : « A travers sa filiale CDC Infrastructure, le groupe Caisse des Dépôts est fier de participer, avec ses partenaires, au développement des infrastructures éoliennes off-shore, projet essentiel pour modifier le « mix énergétique » de notre pays en faveur des énergies renouvelables. »

CDC Infrastructure est la filiale d'investissement direct de la Caisse des Dépôts dans le secteur des infrastructures. Son objectif est d'investir en fonds propres dans des actifs essentiels pour le développement économique et l'attractivité du pays et qui génèrent une rentabilité récurrente sur le long terme. Elle prend des participations minoritaires dans des sociétés gérant des actifs matures ou des projets nouveaux financés notamment sous forme de partenariats public-privé (PPP) ou de concessions. Elle se positionne sur 4 secteurs : transport, énergie, télécoms, environnement.

Le Consortium IBERDROLA / EOLE RES

Sites visés : Saint-Nazaire (Loire Atlantique), Saint-Brieuc (Côtes d'Armor)

Seront associés aux projets d'autres partenaires tels que Areva pour sa turbine éolienne (M5000), la société d'ingénierie et de construction Technip, ainsi que le développeur NEOEN Marine.

Pour chacun de ces deux lots, le consortium IBERDROLA - EOLE RES indique avoir créé deux sociétés de projets communes, Ailes Marines SAS et Perle Marine SAS, détenues à 70% par Iberdrola et 30% par EOLE RES.

Les deux dossiers de réponse à l'appel d'offres ainsi constitués portent sur le développement, la construction et l'exploitation de 2 parcs éoliens offshore tels que mentionnés dans le cahier des charges de l'appel d'offres : Le premier parc situé dans la Baie de Saint Brieuc, est d'une puissance installée de 500 mégawatts (MW). Le second parc situé au large de Saint-Nazaire en Loire Atlantique, est d'une puissance installée de 480 MW. La puissance installée combinée de ces deux parcs est donc de 980 mégawatts (MW), ce qui correspond à la consommation électrique de 1,3 millions habitants, soit près de 70 % de la population des départements de Côtes d'Armor et de Loire Atlantique.

Pour chaque lot retenu, le consortium indique qu'il se chargera de conduire le développement des futurs champs éoliens, avec le soutien de NEOEN Marine. Areva fabriquera et équipera les éoliennes avec ses modèles de turbine de 5 MW, dans sa nouvelle usine du Havre qu'elle projette de construire. De son côté, Technip réalisera les études d'ingénierie et installera les fondations et les éoliennes offshores sur leur site respectif.

« Notre consortium s'est constitué autour d'un objectif commun : la réalisation de deux champs éoliens offshore dans le cadre de l'appel d'offres du gouvernement français. La remise de ces deux dossiers de réponses pour les futurs sites de Saint-Brieuc et de Saint-Nazaire représente la première étape de ce gigantesque défi, que nous allons relever avec l'ensemble de nos partenaires. La dimension européenne de notre partenariat et de notre excellence technologique représente un atout considérable pour la constitution d'une filière éolienne offshore française
et lui offre d'importantes possibilités de développement au cours des prochaines années sur les marchés internationaux » a précisé Keith Anderson, Président de la Division Offshore d'Iberdrola.

Pour Jean-Marc Armitano, PDG d'EOLE RES, « cette remise des deux dossiers de réponse marque officiellement l'entrée du consortium dans la compétition. Nous sommes particulièrement confiants quant à la qualité de notre candidature, car elle réunit de manière inédite cinq experts sur l'intégralité de la chaîne de réalisation d'un projet éolien offshore. Nous espérons à travers ces futures réalisations conforter et étendre les compétences technologiques et industrielles des entreprises qui oeuvrent au sein de ce partenariat ».

Eolien offshore : 3 consortiums ont déposé 10 candidatures

2012-01-12T06:33:44Z

Pour que l'énergie éolienne en mer contribuent à produire 3,5 % de la consommation d'électricité française, soit l'alimentation de plus de 4,5 millions de foyers, cela implique la construction d'une capacité éolienne offshore de 6 GW à l'horizon 2020, soit environ 1.200 éoliennes.

Le premier appel d’offres portant sur des installations éoliennes de production d’électricité en mer en France métropolitaine doit permettre d’ériger 500 à 600 éoliennes au large des côtes françaises, pour une production de 3 GW. Il comprend la construction et l’exploitation de 5 parcs éoliens de production d’électricité implantées en mer.

Les candidats avaient jusqu'au 11 janvier 2012 - 14h, pour transmettre leurs dossiers à la Commission de Régulation de l'Energie (CRE).

Trois consortium menés par les producteurs d'énergie français EDF et GDF Suez et leur concurrent espagnol Iberdrola, ont déposé 10 candidatures dans les temps.

Le groupement dirigé par EDF (en partenariat avec Alstom) est candidat pour 4 sites. GDF Suez (en partenariat avec Areva) est partant pour 3 sites, ainsi que pour un autre site en coopération avec l'allemand Siemens. Pour terminer, le consortium Iberdrola vise lui deux sites.

Zoom sur les 5 zones retenues par le gouvernement et les objectifs de puissance :

Le Tréport (Seine-Maritme-Somme) – 110km2 : puissance maximale 750 MW, puissance minimale 600 MW ;
Fécamp (Seine-Maritime) – 88 km2 : puissance maximale 500 MW, puissance minimale 480 MW ;
Courseulles-sur-mer (Calvados) – 77 km2 : puissance maximale 500 MW, puissance minimale 420 MW ;
Saint-Brieuc (Côtes d’Armor) – 180 km2 : puissance maximale 500 MW, puissance minimale 480 MW ;
Saint-Nazaire (Loire-Atlantique) – 78 km2 : puissance maximale 750 MW, puissance minimale 420 MW.

[ Cliquez sur l'image pour zoomer ]

Les lauréats seront ensuite sélectionnés en avril 2012, puis à l'issue d'une étape de « levée des risques » obligatoire, devront confirmer la faisabilité du projet en octobre 2013. Les installations devront alors être construites progressivement à partir de 2015.

Les projets seront sélectionnés selon 3 critères, à savoir : la qualité du projet industriel et social (40 % de la note finale), le prix d'achat de l'électricité proposé (40 %) et le respect de la mer et de ses usages (20 %).

La finalisation de cet appel d'offres devrait se concrétiser par la création d'environ 10 000 emplois pour un investissement industriel de 10 milliards d'euros. Ce projet est considéré par beaucoup d'acteurs comme une opportunité de développement non seulement pour l'industrie mais aussi pour les bassins d'emplois situés sur le littoral (activités portuaires et chantiers navals).

« Nous voulons faire du développement de l'éolien offshore l'opportunité de créer en France une filière industrielle d'excellence. Nous nous réjouissons que les consortiums concurrents aient d'ores et déjà affiché des perspectives d'emplois en France très significatives. De l'ordre de 10 000 emplois pourraient être créés dans notre pays » ont déjà déclaré Nathalie Kosciusko-morizet et Eric besson.

Succès pour la 1ère éolienne offshore à installation simplifiée

2012-01-11T06:41:04Z

La filiale du groupe Energias de Portugal, EDP Renewables, a annoncé hier la mise en place de sa première éolienne offshore avec la participation d'InovCapital et Principle Power.

La mise en place du système « WindFloat » constitue un événement marquant pour l'industrie éolienne offshore. En effet, ce dernier est équipé d'un aérogénérateur de 2 mégawatts (MW) qui a été mis en service avec succès au large de la côte d'Aguçadoura, au Portugal, fin 2011.

Le projet qui repose sur la participation de plus de 60 fournisseurs européens est le résultat d'un partenariat baptisé « WindPlus » parmi lesquels figurent EDP, Principle Power, A. Silva Matos (ASM), Vestas Wind Systems, InovCapital et le Fond d'aide à l'innovation (FAI).

Le WindFloat devient la première unité de production d'énergie éolienne offshore au monde qui n'exige aucun équipement lourd. Elle permet une exploitation à des profondeurs pouvant dépasser 50 mètres. De plus, le WindFloat est une structure flottante dont la structure est conçue pour supporter tout type d’éolienne, quelque soit le fabricant.

L'assemblage final, l'installation et la préparation à la mise en marche se sont déroulés sur la terre ferme dans le port de Lisnave, près de Setúbal, au Portugal. Avec sa stabilité, le WindFloat a pu être remorqué en haute mer sur plus de 350 km au large du port d’Aguçadoura, à 6 km des côtes portugaises, où il est raccordé au réseau électrique. En s'éloignant ainsi des côtes, l'exploitation des ressources en vent est optimisée et les éoliennes produisent alors de l'électricité à leur niveau maximum.

Le WindFloat est actuellement en phase de test. La production énergétique sera ensuite progressivement augmentée jusqu'à atteindre sa pleine capacité.

« L'océan (profond) est la prochaine grande frontière de l’énergie. La technologie éolienne en haute mer, en particulier le WindFloat, nous permettra d'explorer des vents plus forts et stables et, à moyen terme, de fournir une énergie durable pour notre système électrique. Le moment est venu d'effectuer des tests approfondis afin de faire progresser le développement de cette technologie prometteuse. Le WindFloat place l'entreprise EDP à la pointe de l'exploitation éolienne offshore » a déclaré António Vidigal, président d'EDP Innovation.

« Le WindFloat démontre la capacité d’EDP Renewables, 3e opérateur éolien mondial, à figurer au tout premier rang du défi que représente le développement de l’éolien maritime, notamment dans le cadre des appels d’offres français en cours. Nous souhaitons rappeler que le développement de l’éolien offshore repose tant techniquement que financièrement sur les acquis de la filière de l’éolien terrestre, qui reste incontournable notamment du fait du faible coût de l’électricité ainsi générée » a indiqué pour sa part Frédéric Lanoë, directeur général d'EDP Renewables France et Belgique.