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E.ON et Hydrocop partent à l'assaut des barrages français

2012-02-07T07:08:37Z

E.ON France et Hydrocop Concessions ont annoncé lundi la signature d'un partenariat pour concourir ensemble aux appels d'offres de concessions hydroélectriques annoncés par l'Etat en avril 2010.

Ce partenariat entend ainsi "allier les compétences du troisième producteur d'électricité français au savoir faire de 8 entreprises locales de distribution", tout en faisant "bénéficier aux consommateurs français, des particuliers jusqu’aux industriels, d'une électricité d’origine hydraulique", et enfin "répondre aux enjeux territoriaux en proposant une approche sur mesure, au bénéfice des vallées et des populations."

E.ON prépare en effet une réponse sur mesure aux futurs appels d'offres pour des concessions hydroélectriques en s'ouvrant à divers types d'associations avec des partenaires reconnus dans leurs domaines d'activités et motivés par les enjeux locaux ou nationaux des renouvellements comme d'Hydrocop Concessions. Ce dernier est présent dans plusieurs régions du territoire dont le sud-ouest, région à fort intérêt dans le cadre de ces appels d’offres.

L'énergéticien allemand a fait savoir dans un communiqué qu'une équipe d'experts français et internationaux de l'hydroélectricité veillera à répondre aux exigences de l'Etat français, à savoir, choisir pour chaque renouvellement de concession, la meilleure offre sur le plan énergétique, environnemental et économique.

N°1 de l'hydroélectricité en Allemagne, E.ON opère également en Espagne, en Italie et en Suède un parc de 212 centrales hydroélectriques représentant une puissance cumulée hydroélectrique de plus de 6000 MW utilisant toutes les technologies disponibles du fil de l'eau aux hautes chutes.

Troisième producteur d'électricité en France avec plus de 3200 MW, le Groupe E.ON, à travers sa filiale française SNET**.., contribue depuis plusieurs décennies à l’équilibre du système électrique français en tant qu'expert en production de semi base et de pointe. Troisième fournisseur d’électricité en France, E.ON délivre à ses clients industriels des offres sur mesure qui représentent pour 2011 un volume de 13 TWh soit 2,7% de la consommation française.

Hydrocop Concessions est composée de 8 entreprises locales de distribution (ELD) : Soregies, Sicap, Ene’O, ESL, Sicae du Carmausin, Terralis power (composée de Sicae Ely, Sicae La Ferté-Alais, Sicae de l’Aisne). Ces entreprises locales de distribution ont décidé de mutualiser leur savoir-faire pour répondre à des appels d'offres de concessions hydroélectriques.

« E.ON a à son actif une compétence, une solidité et un ancrage historique en France qui lui permettront de présenter, avec Hydrocop Concessions, des offres conciliant l’intérêt général, le progrès économique, la proximité des territoires et la préservation de l’environnement » a déclaré Luc Poyer, Président du Directoire d'E.ON France.

De son côté Marc Loisel, Président d'Hydrocop Concessions a indiqué que « la plupart des ELD membres d'Hydrocop Concessions sont présentes sur le territoire depuis plus de 100 ans. Leur attachement aux collectivités locales, leur expertise de la gestion de concessions de distribution ainsi que la qualité de service qu'elles apportent à près de 250.000 clients français en font un partenaire naturel et complémentaire pour E.ON. »

** Société nationale et d'énergie thermique

Nouveau jalon dans la construction du tunnel de Niagara

2012-02-02T06:49:48Z

La construction du tunnel de Niagara - haut comme un immeuble de 4 étages - vient de franchir une étape importante car la moitié de l'ouvrage est maintenant complètement recouverte d'une couche de béton.

Une fois complète, cette doublure lisse en béton assurera pendant les 100 prochaines années l'écoulement efficace - au rythme de 500 mètres cubes à la seconde - et ininterrompu de l'eau de la rivière Niagara dans ce tunnel de 10,2 km qui conduit aux centrales Sir Adam Beck.

Aussi, quand le tunnel de Niagara (un des plus grands projets d'énergie renouvelable en son genre) sera terminé en 2013, il permettra de générer assez d'électricité renouvelable pour alimenter 160 000 maisons.

Le projet emploie actuellement plus de 400 personnes et a déjà rapporté à la région des retombées économiques qui se chiffrent à environ 1 milliard de dollars.

Le renforcement de l'infrastructure hydroélectrique de l'Ontario est un élément important du plan du gouvernement McGuinty qui vise à édifier un réseau d'électricité moderne, propre et fiable produisant l'énergie nécessaire pour alimenter les infrastructures de l'Ontario (foyers, écoles, hôpitaux, etc.)

"Le Projet du tunnel de Niagara est un exemple de la façon dont la Province transforme son réseau d'électricité et investit dans l'économie de l'énergie propre. Nous construisons un système propre, moderne, fiable et abordable qui nous alimente maintenant et nous alimentera pendant encore des générations", a précisé Chris Bentley, Ministre de l'Énergie.

"Le tunnel de Niagara est un investissement dans notre avenir car il apportera à l'Ontario de l'énergie propre et renouvelable pendant plus de cent ans. Ce qui est tout aussi impressionnant est le fait que des hommes et des femmes puissent construire ce projet en toute sécurité dans des conditions extrêmement difficiles et éprouvantes. Leur travail témoigne de la qualité et de la compétence de la main-d’œuvre ontarienne", a indiqué Tom Mitchell, Président d'Ontario Power Generation.

Centrale hydro d'Akkats : une attraction touristique en rénovation

2012-01-26T06:26:14Z

Le groupe suédois Vattenfall a annoncé mercredi avoir procédé à la reconstruction de la centrale hydroélectrique d'Akkats située à Jokkmokk dans le nord de la Suède.

Cette reconstruction est considérée par Vattenfall comme l'une des plus grandes opérations sur le territoire national depuis 20 ans et a représenté un investissement de 114 millions d'euros.

L'opération prévoit d'ajouter 25 GWh de production par an, soit l'équivalent de la consommation de 5.000 foyers. Au total, Akkats va générer environ 590 GWh par an.

La reconstruction de la station hydroélectrique Akkats, sur la rivière Lule, dans le nord de la Suède, a démarré il y a cinq ans. Le projet consistait à remplacer l'ancienne turbine de 150 MW par deux nouvelles turbines de 75 MW chacune. Le projet dans son ensemble devrait être achevé à la fin de l'année 2014.

La première des deux nouvelles turbines sera opérationnelle en Février 2012.

« La reconstruction de la centrale d'Akkats fait partie d'un plan d'investissement de 1,5 milliard d'Euros dans l'hydroélectricité jusqu'en 2023. Nous renforçons nos barrages et améliorons également la sécurité environnementale de nos centrales hydrauliques » a précisé Henrik Grönlund, qui dirige le département Projet & Ingénierie de la branche Hydroélectricité chez Vattenfall.

Selon le producteur d'électricité suédois, le plan d'investissement prévoit la rénovation de 3 centrales hydrauliques par an, renforçant ainsi leur "efficacité", leur "productivité" et leur "sécurité".

« En procédant à la rénovation des anciennes unités, nous prolongeons également leur durée de vie d'au moins 40 ans » a ajouté Henrik Grönlund.

La majorité des travaux de construction est effectuée en sous-sol. Au niveau environnemental, les vieux matériaux sont réutilisés et les nouvelles technologies mises en oeuvre permettent de réduire la quantité d'huile lubrifiante, jusqu'à 70%.

La centrale électrique d'Akkats se trouve à proximité du cercle arctique polaire, dans le village de Jokkmokk. Celui-ci marque le début de la « Grande mer » et de la Laponie, une région classée par ailleurs au patrimoine mondial. Avec ses peintures géantes, la centrale hydroélectrique d'Akkats est devenue une attraction touristique très prisée (voir photo ci-dessus).

Paimpol-Bréhat : l'hydrolienne L'Arcouest livre ses 1er résultats

2012-01-25T06:27:52Z

Réalisée et assemblée par le groupe DCNS et la société irlandaise OpenHydro, l'hydrolienne prototype du futur parc hydrolien d'EDF, a regagné Brest le 20 janvier 2011 après une immersion de trois mois.

A l'issue de cette période de tests, DCNS se réjouit "des premiers résultats obtenus et prépare les prochaines étapes de ce projet innovant."

DCNS, à la fois partenaire stratégique et actionnaire de OpenHydro, s'était vu confier en 2011 la réalisation de la structure-support du prototype de l'hydrolienne L'Arcouest et de ses pales en matériaux composites ainsi que l'assemblage des différents sous-ensembles. Réalisés dans le centre DCNS de Brest, les travaux avaient conduit à une immersion au large de Paimpol-Bréhat (Côtes d'Armor) le 22 octobre 2011.

« Aujourd'hui, l'hydrolienne arrive à Brest après trois mois de tests dans les eaux bretonnes », a expliqué Frédéric Le Lidec, directeur de l'Incubateur énergies marines chez DCNS. « DCNS procédera à son démontage et participera avec OpenHydro et EDF à l'analyse des données enregistrées par les multiples capteurs dont l'hydrolienne est dotée. DCNS prendra une part active aux prochaines étapes, poursuivant ainsi son engagement dans ce projet en particulier et dans le domaine des énergies marines renouvelables en général », a t-il précisé.

L'industriel français possède une certaine longueur d'avance sur ses concurrents, lui permettant d'explorer l'ensemble des technologies d'énergies marines renouvelables : "éoliennes flottantes offshore, hydroliennes, énergie thermique des mers (ETM) et énergie des vagues". En effet, capitalisant sur ses savoir-faire dans le naval de défense, ses moyens industriels et son expertise, DCNS s'enorgueillit de couvrir l'ensemble du cycle de ces nouveaux systèmes, depuis la conception jusqu'à la maintenance en passant par la construction.

Décidé en juillet 2008, le projet hydrolien EDF de Paimpol-Bréhat devrait aboutir dans les prochains mois avec la mise en service du parc.

Ce projet bénéficie du soutien de la Région Bretagne, de l'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie (ADEME) et de l'Union européenne. Celle-ci s'engage en Bretagne avec le Fonds Européen de Développement Régional (FEDER). Ce parc hydrolien pourrait dans l'avenir être étendu en site d'essai national pour tester d'autres technologies d'hydroliennes, contribuant ainsi à faire émerger cette nouvelle filière.

Alstom s'associe à SSE et se renforce dans l'énergie marine

2012-01-18T06:21:20Z

Le premier producteur écossais d'énergie marine, SSE Renewables et l'industriel français Alstom ont annoncé mardi la création d'une société commune chargée de développer le projet Costa Head, qui aura pour objectif d'atteindre une capacité de production de 200 mégawatts (MW) en utilisant l'énergie des vagues.

Ce projet est situé au nord de Mainland, île principale de l'archipel des Orcades, dans la zone stratégique de Pentland Firth and Orkney Waters, qui fait partie du Domaine de la Couronne britannique (The Crown Estate).

Alstom et SSE Renewables travailleront ensemble pour équiper le site de convertisseurs d'énergie de la houle AWS-III, après avoir obtenu les autorisations nécessaires. Le développement de cette technologie est assuré par la société écossaise AWS Ocean Energy, dans laquelle Alstom a acquis une participation de 40 % en juin 2011.

Le site de Costa Head se situe à 5 km au nord de Mainland, et a une profondeur d'environ 60-75m. SSE Renewables et Alstom prévoient de réaliser des analyses détaillées du site ainsi qu'une étude d'impact environnemental. L'objectif est de développer le site en commençant par une phase initiale de 10 MW environ, avant de passer à sa pleine capacité.

Créée en 2004, AWS Ocean Energy se consacre au développement et à la fourniture de son générateur houlomoteur AWS-III, un dispositif flottant dont la puissance nominale s'élève à 2,5 MW. Un prototype de l'AWS-III à l'échelle 1/9e a été testé dans le Loch Ness en 2010. Les essais à grande échelle du composant débuteront en 2012 avec le soutien de WATERS (Wave and Tidal Energy : Research, Development and Demonstration Support), un fonds géré par Scottish Enterprise. Le déploiement du prototype à grande échelle est prévu pour 2014 au Centre européen de l'énergie marine (EMEC).

Au niveau mondial, l'énergie des vagues constitue un gisement potentiel de production d'électricité estimé à 200-300 gigawatts (GW). Elle est utilisable à proximité des régions densément peuplées d'Europe et d'Amérique du Nord, ce qui en fait une nouvelle source d'énergie renouvelable attractive. La technologie AWS-III est basée sur des convertisseurs composés de cellules interconnectées à membrane flexible, qui transforment la force des vagues en énergie pneumatique par compression de l'air. Des turbo-alternateurs convertissent ensuite cette énergie pneumatique en électricité.

[ Echelle 1:9 de l'AWS-III en cours de test sur le Loch Ness, Juin 2010 ]

Un convertisseur type est un ensemble de 12 cellules, d'une largeur de près de 16 m et d'une profondeur de 8 m, disposées autour d'une structure circulaire d'un diamètre extérieur pouvant atteindre jusqu'à 60 m. Ce dispositif a une capacité de 2,5 MW, le profilé de construction en acier pesant moins de 1 300 tonnes. Le système AWS-III sera mouillé à des profondeurs de 65 à 150 m, au moyen d'extensions d'amarrage standard.

Ces convertisseurs seront regroupés par ensembles ou « fermes », d'une puissance totale pouvant atteindre plusieurs centaines de mégawatts. Chaque AWS-III sera relié à une sous-station centrale offshore via une ligne à haute tension. « Le choix de l'AWS-III pour ce projet exaltant et innovant constitue une reconnaissance majeure de la qualité de notre technologie et de nos équipes. Nous sommes fermement convaincus que l'AWS-III deviendra le choix par excellence pour la production d'électricité offshore à grande échelle à partir de l'énergie des vagues. Nous nous réjouissons de pouvoir travailler en partenariat avec Alstom et SSE sur le projet Costa Head », a déclaré Simon Grey, Directeur Général d'AWS Ocean Energy.

« Nous sommes très heureux d'annoncer l'accord signé avec SSE Renewables, un des leaders du développement de l'énergie marine dans le monde, pour le projet de Costa Head, le plus grand site de récupération de l'énergie des vagues actuellement en développement. Une fois achevé, il contribuera significativement aux objectifs que s'est fixés le Royaume-Uni dans le domaine des énergies renouvelables, a déclaré Jérôme Pécresse, Président du secteur Alstom Renewable Power. Ce projet place Alstom à l'avant-garde du domaine en forte croissance de l'énergie marine, aux côtés de nos activités dans la production d'électricité éolienne offshore et marémotrice. Il témoigne de la diversité de notre offre en tant que fournisseur leader de solutions d'énergie propre, ainsi que de l'engagement d'Alstom dans toutes les sources d'énergie renouvelable en Ecosse, dont le potentiel à cet égard est considérable. »

SSE Renewables, spécialisé dans le développement de projets d'énergie houlomotrice et marémotrice d'Ecosse, s'est vu confier en 2010 par le Crown Estate les droits de développement exclusifs du site de Costa Head. Il développe actuellement, avec ses partenaires, la moitié des 1,6 GW de capacité des sites de récupération d'énergie houlomotrice et marémotrice concédés par le Domaine de la Couronne britannique dans le cadre d'un programme de concessions commerciales dédié aux projets d'énergie marine.

« Nous sommes ravis d'être partenaires d'Alstom sur le projet Costa Head. En tant que fournisseur leader de solutions énergétiques et développeur de technologies marines, Alstom, qui dispose d'une participation dans AWS Ocean Energy, représente en effet un partenaire très solide pour ce projet. Ce partenariat constitue une étape majeure du projet Costa Head et nous sommes impatients de travailler avec Alstom en vue d'assurer la réussite du développement de ce site important », a déclaré John Thouless, responsable du développement marin chez SSE Renewables.

Hydro-électricité : Vattenfall créé un partenariat francosuédois

2012-01-05T06:55:14Z

A l'occasion du renouvellement des concessions hydro-électriques françaises, quatre grandes compagnies (ArcelorMittal, Rhodia, SNCF et Vattenfall) ont décidé de s'unir en vue de répondre conjointement aux appels d'offres que va lancer l'Etat français à partir de 2012.

Sous le nom de "FORCE HYDRO", ce partenariat sera piloté par Vattenfall, troisième hydraulicien européen avec 11.320 MW de capacité installée en Suède, Allemagne et Finlande. Présent sur le marché français depuis l'ouverture du marché en 2000, Vattenfall indique qu'il a déjà fourni "plus de 50 TWh aux clients français de l'industrie et du tertiaire."

Gros consommateurs d'énergie électrique, ArcelorMittal, Rhodia et SNCF pourront par cette intiative investir dans des moyens de production d'électricité renouvelable tout en sécurisant leurs approvisionnements électriques de pointe, sur le long terme.

En 2010, ArcelorMittal, Rhodia et SNCF ont à eux seuls consommé 16 TWh d’électricité (soit plus de 3% de la consommation
nationale).

En visant 2 000 MW sur les 5 300 MW appelés à être renouvelés dans les prochaines années, "FORCE HYDRO" entend bien devenir "un acteur clé" de la grande hydro-électricité française.

« Ce partenariat industriel entre ArcelorMittal, Rhodia, SNCF et Vattenfall regroupe les compétences nécessaires à son succès dans le processus de mise en concurrence de concessions hydrauliques. Il est une preuve de notre implication dans la recherche de solutions énergétiques innovantes et de long-terme, tant du point de vue du producteur que du consommateur. Ensemble, nous allons déployer tous nos savoir-faire pour devenir la troisième force hydro-électrique du territoire » a précisé Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France et porte-parole de FORCE HYDRO.

Contexte :

Le 22 avril 2010, le Ministre de l’Ecologie, de l’Énergie, du Développement Durable et de la Mer, a annoncé la mise en concurrence, à horizon 2015 de 10 concessions hydroélectriques sur le territoire français, représentant une capacité installée totale de 5 300 MW.

Le suisse BKW FMB rachète 5 petites centrales hydroélectriques

2011-12-20T06:51:46Z

L'énergéticien suisse BKW FMB Energie SA (FMB) a annoncé hier le rachat de cinq petites centrales au fil de l'eau à l'entreprise d'électricité italienne Sorgenia pour un montant non divulgué.

Ces installations sont situées dans la Vallée d'Aoste et affichent une puissance installée totale de près de 8 mégawatts (MW). Cette acquisition permet à FMB de renforcer sa présence dans le nord de l'Italie. Depuis 2006, elle détient et exploite déjà 8 centrales hydroélectriques d'une puissance totale de 42 MW autour du lac d'Iseo (Lombardie).

Le groupe d'entreprises italien Sorgenia vend un groupe de 5 petites centrales avec une puissance individuelle comprise entre 1 et 3 MW. La production annuelle s'élève à environ 30 gigawattheures. Ces installations disposent de concessions valables.

FMB indique dans un communiqué que ce rachat lui permet de compléter son portefeuille hydraulique dans le nord de l'Italie et de renforcer sa présence au niveau local. "Combiné à d'autres activités dans tous les domaines de la chaîne de création de valeur du marché italien de l'électricité, il permet également à FMB de consolider sa position en Italie."

Les centrales au fil de l'eau (src : FMB)

Les centrales au fil de l'eau se caractérisent par le traitement d'un débit important malgré une faible différence de hauteur entre l'amont et l'aval (chute). La plupart se situent au bord d'un cours d'eau.

Ce type de centrale n'est pas à même de couvrir la demande dite de pointe car l'eau doit être traitée sur-le-champ. Le débit est particulièrement important au printemps, au moment de la fonte des neiges ; en revanche, c'est justement quand les besoins en électricité sont les plus importants, à savoir en hiver, qu'il est le plus faible.

Les centrales à accumulation (src : FMB)

L'énergie renouvelable ne peut être accumulée dans des quantités importantes que sous forme de lacs de grande capacité. Situées le plus souvent en altitude, les centrales à accumulation présentent une chute haute qui génère une pression élevée. Elles sont ainsi susceptibles de produire une grande quantité d'énergie malgré un faible débit. Leur production peut donc être adaptée aux besoins, d'où une sécurité accrue en matière d'approvisionnement.

Le nouveau barrage d'Assiout en Egypte produira de l'électricité

2011-12-15T06:27:43Z

Le groupe VINCI a annoncé la signature le 12 décembre dernier avec Reservoirs and Grand Barrages Sector (RGBS), une entité du Ministère des Ressources de l'Eau et de l'Irrigation, d'un contrat de conception-construction du barrage d'Assiout en Egypte.

D'un montant de 266 millions d'euros, les travaux qui débuteront le 2 mai 2012 devraient durer 64 mois.

Ils seront réalisés par un groupement composé à parts égales de VINCI Construction Grands Projets (leader), Arab Contractors et Orascom.

Situé sur le Nil, à environ 250 kilomètres au nord de Louxor, le nouveau barrage d'Assiout remplacera le barrage existant, construit au début du siècle, situé à 400 mètres en amont.

Ce projet est destiné à la régulation du cours du Nil, à l'irrigation, ainsi qu'à la production d'électricité avec ses 4 turbines de 8 MW (soit une puissance cumulée de 32 MW). Il sera également équipé de 2 écluses pour permettre le passage du trafic fluvial.

Enfin, le financement du projet est assuré par KfW et le gouvernement égyptien.

Le bioWAVE prêt à être déployé à proximité de Port Fairy

2011-12-05T06:37:04Z

BioPower Systems (BPS), une société australienne spécialisée dans la récupération de l'énergie des océans, a annoncé avoir reçu un soutien financier supplémentaire de la part du ministre de l'Énergie et des Ressources de la province Victoria, dans le cadre du Programme pilote pour l'énergie durable (Sustainable Energy Pilot Demonstration Program).

Ce nouvel apport de 5 millions de dollars servira principalement à la mise à l'eau du démonstrateur bioWAVE d'une capacité de 250 kW.

D'une valeur globale de 14 millions de dollars, le système de récupération d'énergie des vagues sera connecté directement au réseau, sur un site situé à proximité de Port Fairy (sud est de l'Australie).

« Lorsque nous avons mis au point la technologie bioWAVE, nous voulions résoudre de nombreux problèmes qui brident la plupart des technologies ayant attraits à l'énergie des vagues », a affirmé le Dr Timothy Finnigan, PDG de BPS.

Inspiré du mouvement des plantes marines sous l'action des vagues, et en ayant conscience des coûts et des difficultés de travailler dans un environnement marin, BPS a pris une mesure inhabituelle en passant 5 années à effectuer de multiples tests à terre, avant de passer au stade de déploiement dans l'océan. Le composant majeur a ainsi été testé à échelle 1:1 dans son usine de Mascot, en Nouvelle-Galles du Sud (Sydney).

Le bioWAVE est constitué d'une structure qui oscille sous l'effet des vagues. Il intégre un module autonome (O-Drive) capable de convertir les forces cinétiques induites en électricité, avant d'être injectée au réseau à travers un câble sous-marin. Cette technologie est conçue pour fonctionner à des profondeurs sous-marines comprises entre 30 et 50 mètres.

Le module O-Drive a été entièrement testé à échelle commerciale de 250kW. Un bioWAVE de 1 MW devrait aussi être proposé par l'utilisation en parallèle de 4 modules de 250kW. Le module O-Drive a également été conçu pour être facilement détachable et récupérable pour un entretien à terre.

Durant ce projet, jusqu'à 23 emplois devraient être créés dans la province Victoria.

« Nous sommes désormais prêts pour le test ultime, à savoir l'installation de bioWAVE en eaux profondes dans l'océan, à environ 30 mètres sous la surface de l'eau. Nous devions recueillir 3,6 millions de dollars supplémentaires afin de finaliser le financement du projet, et étant donné les résultats recueillis jusqu'à présent, nous sommes persuadés de pouvoir atteindre cet objectif dans les prochains mois. La technologie a été évaluée avec succès par plus d'une douzaine d'examinateurs indépendants », a précisé le Dr Finnigan.

Le dispositif bioWAVE diffère des autres technologies des vagues.

Premièrement, il est conçu pour générer de l'électricité compatible avec le réseau in situ et peut donc être connecté à la côte uniquement par le biais d'un câble sous-marin. Cela offre une certaine flexibilité en termes d'emplacement de la centrale, ainsi que l'accès à davantage de ressources énergétiques, tout en la transmettant de manière optimale vers le réseau terrestre haute tension.

Deuxièmement, en cas de vagues extrêmes, le dispositif va automatiquement adopter une position sécuritaire en se couchant sur le fond de l'océan, ce qui réduit les exigences de design structural (et par la suite les coûts) sans pour autant sacrifier la partie fiabilité.

Troisièmement, le design, qui utilise une structure multi-lame brevetée, devrait capturer une plus grande proportion de l'énergie disponible par rapport aux autres modèles.

« Nous pensons que le bioWAVE, lorsqu'il sera commercialisé, générera de l'électricité à des prix très compétitifs comparés à l'énergie éolienne. Il sera plus proche des caractéristiques du prix base que ceux de l'énergie solaire et éolienne », a expliqué le Dr Finnigan, tout en rajoutant, « Il est très satisfaisant de voir le potentiel de cette technologie reconnu par le gouvernement de la province Victoria. »

Douze autres organismes se sont engagés à contribuer au développement du bioWAVE afin d'appuyer le projet pilote sur une période de 4 ans prévu.

Les îles Shetland se convertissent aux énergies marines

2011-11-18T06:18:27Z

Un partenariat visant à accompagner le développement des énergies marines autour des îles Shetland au Royaume-Uni et rassemblant des acteurs publics, privés et la communauté locale, a été annoncé mercredi lors de l'inauguration du salon des énergies vertes Dynamic Shetlands.

Ainsi, l'énergéticien suédois Vattenfall, le Shetland Islands Council et le Shetland Charitable Trust, avec le soutien de Higlands and Islands Enterprise (HIE), ont signé mardi 15 novembre un protocole d'accord à Lerwick.

Les partenaires élaboreront une feuille de route afin de favoriser le développement des énergies marines sur le territoire des îles Shetland. Il permettra à l'ensemble des habitants des îles Shetland de s'approprier les bénéfices économiques et sociaux de l’énorme potentiel énergétique maritime de leur territoire, ainsi que du projet de cable de transport d’électricité les reliant à l’Ecosse.

Le premier chantier à l'ordre du jour sera un projet –déjà bien avancé- d'houlomotrie de 10 MW sur la côte ouest des îles du nord de l'Angleterre.

« Nous allons travailler avec ces acteurs pour garantir aux habitants des Shetlands des avantages économiques et sociaux issus du large potentiel énergétique de leur environnement marin. Un tel partenariat est une première dans cette industrie naissante, et présente une opportunité unique de s’associer à un acteur européen d’envergure pour encourager le développement de cette industrie émergente, et ce pour le bénéfice de tous, dès le début » a déclaré le Secrétaire du Cabinet des Finances, de l’Emploi et de la Croissance Durable, John Swinney.

De gauche à droite, au fond : Katrina Wiseman HIE, Bill Manson SCT
De gauche à droite, assis : Veijo Huusko, Vattenfall, Alasdair Cooper, SIC

Pour Veijo Huusko, directeur de la branche Energie Marine chez Vattenfall, « L'histoire maritime des îles Shetland et leur expérience du développement des grandes plateformes pétrolières et gazières font de ce territoire un excellent choix pour le développement des énergies marines. Le travail réalisé par la communauté locale pour développer et planifier l’exploitation des ressources de leur environnement marin est très impressionnant. Ce partenariat représente une réelle opportunité de travailler étroitement avec ces communautés et développer à leurs côtés cette industrie émergente. »

Seabased développe un démonstrateur houlomoteur à bouée

2011-11-17T05:49:08Z

L'octroi d'une aide financière de la Suède à hauteur de 139 millions de SEK (environ 15 millions d'euros) envers la compagnie Seabased Industry AB pour la construction d'une installation de démonstration capable de produire de l'énergie houlomotrice a été autorisée par la Commission européenne.

L'idée de tirer de l'énergie des vagues fait son chemin depuis quelques années, mais n'a pas encore atteint le stade commercial. Dans sa décision, la Commission constate que les fonds publics alloués au projet sont compatibles avec l'encadrement des aides d'État à la recherche, au développement et à l'innovation (R&D&I) de l'UE.

"En cas de succès, le projet rapprochera du marché une technologie de l'énergie verte, actuellement immature, sans fausser indûment la concurrence. Il contribuera à la réalisation des objectifs de l'UE en matière de R&D, de changement climatique et d'énergie" a déclaré M. Joaquín Almunia, vice-président de la Commission chargé de la politique de concurrence.

La Commission a estimé que le projet de recherche ne pourrait pas obtenir un financement suffisant sur le marché financier en raison de sa complexité et de l'importance des risques qu'il comporte. Elle pense aussi qu'il pourrait avoir d'importantes retombées positives au sein de l'Union Européenne en termes de diffusion de connaissances, de protection de l'environnement et de sécurité des approvisionnements énergétiques.

Ensuite, le projet devrait apporter des informations précieuses sur la conception, le fonctionnement et la viabilité des systèmes reposant sur la technologie houlomotrice. Malgré les nombreux projets en cours ou prévus dans ce domaine en Europe et dans d'autres parties du monde, il n'existe actuellement aucune application commerciale fonctionnant en continu à des niveaux de puissance significatifs.

Le coût total de R&D du projet de Seabased est estimé à 344 millions de SEK (37,5 millions d'euros), dont 139 millions de SEK à la charge des pouvoirs publics suédois. Ce projet sera réalisé en coopération avec l'entreprise énergétique Fortum Oy.

La technologie marine de Seabased utilise le différentiel de hauteur existant entre la crête et le creux des vagues. Le système est également conçu pour fournir une puissance accrue à basse vitesse.

Le dispositif houlomoteur est constitué d'un générateur à aimant permanent à entraînement direct linéaire, spécialement développé pour capter l'énergie des vagues au moyen d'une bouée de surface (appelé "absorbeur ponctuel").

Un convertisseur faisant office de générateur est relié à la bouée par une corde, qui se déplace linéairement (de haut en bas) à l'intérieur d'un stator fixe. Dans le convertisseur, des aimants très puissants (néodyme-fer-bore), génèrent un champ magnétique qui convertit l'énergie cinétique des vagues en énergie électrique.

Chaque unité est ancrée à une certaine profondeur grâce à une fondation en béton. Ces fondations sont conçues et dimensionnées en conformité avec la charge et les conditions du terrain.

L'énergie des mers : futur champs de bataille

2011-11-15T06:49:56Z

Siemens, le géant industriel allemand a annoncé le 4 novembre dernier avoir porté à 45% sa participation dans la société "Marine Current Turbines (MCT)" basée à bristol, au Royaume-Uni et spécialisée dans les générateurs d'énergie marémotrice.

"Avec cette opération, Siemens renforce ses activités dans la production d'énergie marine. Nous allons développer activement la phase de commercialisation des engins novateurs de Marine Current", a déclaré Michael Axmann, directeur financier de la Division Solaire et Hydro du secteur Énergie chez Siemens.

L'énergie des océans connaît un fort taux de croissance au niveau mondial tirée par les engagements de réduction de CO2. Jusqu'en 2020, les experts prévoient une croissance à deux chiffres sur ce marché. De nouvelles estimations du potentiel mondial de production d'électricité utilisant des centrales marémotrices avancent le chiffre de 800 térawattheures (TWh) par an. A titre de comparaison, cela équivaudrait entre 3% et 4% de la consommation mondiale d'électricité.

MCT prévoit de présenter dans les prochains mois à des investisseurs 2 projets comprenant 8 mégawatts (MW) et 10 MW, respectivement le projet Kyle Rhea en Ecosse et celui d'Anglesey Skerries au Pays de Galles.

Par ailleurs, MCT a prévu d'installer un système marémotrice dans les infrastructures "FORCE" basées dans La baie de Fundy au Canada et a reçu un bail du Domaine Royal (Crown Estate) pour déployer 100 MW au large de Brough Ness, sur la pointe la plus méridionale des Iles Orkney en Ecosse.

MCT a déjà mis en place avec succès son premier démonstrateur d'envergure, le SeaGen, en Irlande du Nord à Strangford Lough. Depuis Novembre 2008, les deux turbines axiales du SeaGen, d'une capacité combinée de 1,2 MW, ont été reliées au réseau alimentant l'équivalent d'environ 1.500 foyers. A ce jour, le SeaGen aurait injecté sur le réseau plus de 2.7 GWh d'électricité !

Les hydroliennes génèrent de l'électricité en utilisant le courant des marées. La turbine 'SeaGen' est fixée sur une structure et est entraînée par le flux des marées avec un avantage clé : la puissance générée est prévisible dans le cycle des marées. Cette technologie est similaire à celle d'une éolienne comprenant des pales actionnées non pas par l'énergie éolienne, mais par le courant des marée. L'eau a une densité énergétiques de plus de 800 fois à celle du vent. Les turbines jumelles tournent avec un angle de 180 degrés afin de capter d'un façon optimale le courant des marées (direction + vitesse).

De son côté, le groupe Alstom - concurrent direct de Siemens - se prépare également à faire un plongeon dans l'énergie marémotrice l'année prochaine. Le groupe français est en train de construire un démonstrateur d'un mégawatt de puissance, utilisant une technologie sous licence du canadien Clean Current Power Systems. Lors d'une conférence à Bali le mois dernier, Philippe Gilson, directeur d'Alstom énergie des océans, a affirmé que son groupe prévoyait d'installer en 2012 sa turbine entièrement submersible de 20 mètres de haut dans la baie de Fundy (Nouvelle-Écosse).

IBM va étudier le bruit généré par les hydroliennes

2011-11-07T06:39:58Z

Dans l'objectif de comprendre et minimiser l'impact environnemental induit par la conversion de l'énergie marémotrice en électricité, IBM et l'Autorité de l'Energie Durable d'Irlande (Sustainable Energy Authority Ireland -SEAI) ont décidé de travailler de concert.

Ce projet constitue le premier du genre à utiliser l'analyse de données en continu et en temps réel pour contrôler le bruit sous-marin généré par les systèmes de conversion marémotrice. Il représente surtout selon IBM une étape significative permettant d'envisager l'utilisation de l'océan comme "une nouvelle ressource d'énergie renouvelable avec succès et de manière durable."

L'océan contient d'énormes quantités d'énergie renouvelable inexploitée, mais l'impact environnemental que suppose la collecte de cette énergie n'est pas encore pleinement appréhendé. Bien que des limites concernant les bruits sous-marins aient été définies par la politique environnementale marine de l'Union Européenne, il n'existe pour l'instant aucune norme mondiale concernant l'impact sonore des outils de collecte d'énergie marémotrice sur l'écosystème marin. L'impact de ces émissions sonores sur l'environnement n'a pas non plus été évalué. Cette collaboration cherche donc à accélérer le développement des méthodes et technologies qui permettent une évaluation de l'impact environnemental de ces outils afin d'assurer une collecte de l'énergie marémotrice respectueuse de l'environnement.

Le système s'appuiera sur des plates-formes d'acquisition, une infrastructure de communication et de l'analyse de données en continu qui utilise la technologie Cloud Computing.

Le premier site pilote, situé dans la Baie de Galway, fait partie du projet SmartBay impliquant la Recherche IBM et l'Institut Marin irlandais qui vise à contrôler l'état des vagues, l'acoustique, la vie marine et les niveaux de pollution dans et autour de la baie.

Le développement d'un site pilote à grande échelle connecté à un réseau de type grid sur la côte ouest de l'Irlande près de Belmullet, dans le Comté de Mayo, est en cours.

** Des équipes de recherches et de développements d'IBM basées en Irlande et de la SEAI travailleront étroitement avec l'Institut Marin irlandais.

[Image : Maire Geoghegan-Quinn, Mr. Enda Kenny T.D., Mr. Eamonn Sinnott]

L'hydrolienne "Arcouest" a été immergée au large de Paimpol

2011-10-25T06:37:31Z

C'est fait ! la première hydrolienne du nom "d'Arcouest" destinée à produire de l'électricité renouvelable à partir des courants sous-marins, au large de Paimpol (Côtes d'Armor) et de l'île de Bréhat, a été immergée samedi 22 octobre.

« L'opération d'immersion, terminée à 00h30 cette nuit, s'est parfaitement déroulée et a permis de placer la machine à l'endroit précis prévu à cet effet sur le plateau de la Horaine au large de l’île de Bréhat », a confirmé EDF dans un communiqué.

Il n'est pas inutile de rappeler que cette hydrolienne géante de 16 mètres de diamètre, 21 mètres de hauteur, et pèsant 850 tonnes sera immergée quelques mois à une profondeur de 35 mètres. Cette unité n'est que la première d'un parc de quatre engins qui devra être relié au réseau électrique français d'ici à l'automne 2012. « Au final, le parc composé de 4 turbines, d'une puissance unitaire de 0,5 MW, devrait pouvoir alimenter de 2.000 à 3.000 foyers », a précisé EDF.

Après les essais prévus, l'hydrolienne sera ramenée à Brest, où tous les enseignements seront tirés pour améliorer et développer les trois autres machines.

En juillet 2008, EDF annonçait le choix du site de Paimpol-Bréhat (22) pour accueillir son démonstrateur d’hydroliennes en mer : les mesures de courantologie avaient confirmé le potentiel énergétique de la zone, parmi les plus élevés d’Europe, ainsi que la faisabilité du parc démonstrateur. Ce projet, porté par les décideurs locaux, fait l’objet d’une large concertation avec les élus, les associations de protection de l’environnement et tous les acteurs de la mer.

Ce processus a été mis en place dès 2005, date des premières études sur le site et s’est amplifié en phase de développement.

« Nos voisins écossais, anglais et irlandais sont en avance sur nous. Dans le choix des énergies marines, ils ont créé des pôles d'excellence. La France, et plus particulièrement la Bretagne, suit » avait indiqué Jean-Yves Le Drian, président du conseil régional de Bretagne.

Focus sur le renouvellement des concessions hydro en France

2011-10-13T05:50:53Z

L'hydroélectricité qui est la deuxième source de production d’électricité en France après le nucléaire représente 12 % de la production nationale d’électricité et 20 % de la puissance installée avec 25,3 GW.

L'avantage de l'hydroélectricité qui au passage n'émet ni CO2, ni autres gaz polluants, fournit 95 % de la production d'électricité renouvelable française. Par ailleurs, c'est la première énergie renouvelable et la seule qui soit modulable. Associée à un réservoir, elle permet de stocker l'énergie à la source et d'ajuster la production électrique aux besoins quasiment en temps réel. Une énergie précieuse pour faire face aux pics de consommation et contribuer à l’indépendance énergétique de la France.

L'héritage français des concessions

Au début du XXe siècle, la France a décidé de développer de grandes installations hydroélectriques sous le régime de la concession, qui a favorisé l’effort d'équipement. Par la loi du 16 octobre 1919, l'Etat donnait à un opérateur l'exploitation d'une chute d'eau pour une durée allant jusqu'à 75 ans.

En contrepartie, ce dernier s'engageait à construire et à exploiter les installations, qui demeuraient la propriété de l’Etat. En fin de concession, la loi autorisait son renouvellement pour une durée de 30 à 40 ans, et prévoyait un droit de préférence pour le concessionnaire sortant. Aujourd'hui, le parc hydroélectrique français compte 2 500 centrales, dont 399 concessions d'une puissance supérieure à 4,5 MW, son âge moyen est de 50 ans. EDF opère
80 % de la puissance hydroélectrique concédée et GDF Suez 17 %.

La première mise en concurrence de l'histoire

La fin du monopole d’EDF en 2000, sa transformation en société anonyme en 2004 et la suppression du droit de préférence pour le concessionnaire sortant en 2006 ont conduit à modifier la procédure de renouvellement des concessions hydroélectriques par appel d’offres en 2008.

Pour créer des ensembles cohérents sur le plan énergétique et environnemental, le Gouvernement a décidé de lancer l’appel d'offres par vallée. Ainsi, 2,8 GW concernent des concessions arrivées à échéance, 2,3 GW proviennent d’une quinzaine d’ouvrages dont la fin de concession est anticipée et 0,2 GW de suréquipements sont demandés. Au total, 10 concessions totalisant une cinquantaine d’ouvrages et une puissance de 5,3 GW seront renouvelées d’ici à 2015

Les trois critères de sélection

Pour chaque concession, l'Etat choisira la meilleure offre sur 3 plans.

► Energétique : les investissements de modernisation et de construction de nouveaux équipements proposés par les candidats pour accroître la production.

► Environnemental : la protection renforcée des écosystèmes dans le respect des autres usages de l’eau (irrigation, activités de loisirs…).

► Economique : l’attractivité de la redevance d’exploitation versée à l’Etat et aux collectivités locales

D'autres acteurs intéressés par ces appels d'offres

Le numéro 1 de l'hydroélectricité en Allemagne, E.ON, est candidat aux appels d’offres pour le renouvellement des concessions hydroélectriques françaises et entend bien jouer tous ses atouts. En effet, ce dernier n'est pas un novice en la matière puisqu'il opère 212 centrales et 6,2 GW de capacité installée dans 4 pays (Allemagne, Suède, Espagne, Italie).

Vattenfall, l'entreprise de production et de distribution d'électricité suédoise, espère aussi participer au renouvellement des concessions hydroélectriques.

Direct Energie s'est quant à lui associé avec EGL, une filiale du groupe helvétique Axpo afin de répondre à l'appel d'offres.