Les 40 éoliennes AREVA M5000 de 5 MW du champ marin allemand de Trianel Borkum ont été installées avec succès en Mer du Nord par Trianel a confirmé le géant du nucléaire Areva.
Situé à 52 kilomètres des côtes allemandes, ce parc d’une capacité actuelle de 200 MW s’étend sur une surface de 56 km². L’énergie produite annuellement a été estimée à 750 GWh pour une durée d’utilisation comprise entre 3.500 à 4.000 heures. L’investissement aura nécessité 800 millions d’euros de capital.
Ce parc ne devrait toutefois constituer que la première étape permettant d’atteindre à terme 400 MW, soit le double d’éoliennes (2 x 40 / 2 x 200 MW).
"Ce succès démontre l’expertise d’Areva dans le secteur de l’éolien en mer. Le groupe dispose désormais d’une base installée dépassant 230 MW, dont 30 MW sont en exploitation depuis 2009 sur le parc alpha ventus situé en mer du Nord" a déclaré Luc Oursel, Président du Directoire d’AREVA. "Lorsque les 80 éoliennes du parc Global Tech 1 seront installées en mer du Nord, le tiers de la capacité éolienne marine de l’Allemagne sera équipé de la technologie d’Areva."
A la fin de l’année 2014, Areva aura installé 120 éoliennes en Allemagne. Celles-ci alimenteront environ 600.000 foyers en électricité.
En mai dernier, Areva et ses partenaires ont remporté en France les champs du Tréport (Haute-Normandie, 500 MW) et des îles d’Yeu et Noirmoutier (Pays de la Loire, 500 MW), qui seront équipés de la nouvelle turbine Areva de 8 MW. S’y ajoute le champ de Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor, 500 MW) remporté en 2012.
Si l’off shore reste très cher même en Allemagne, 50% de plus que l’électricité produite par un EPR, son facteur de charge est très intéressant. Le parc d’Alpha ventus, juste à côté de celui-ci, produit à plus de 90% du temps à pleine puissance tous les mois d’hiver. La ou la demande est la plus forte. On peut considérer l’off shore dans ces zones comme de la production de base, avec un facteur de charge identique à celui du fossile ou du nucléaire. L’été, quand la demande est moins forte l’off shore peut ne pas produire jusqu’à 2/3 jours d’affilée. Pour Alpha Ventus, son facteur de charge moyen sur les 3 dernières années de production est de 50%. Pas mal pour une énergie renouvelable si décriée.
Pour l’éolien on-shore, bien que la production en hiver soit meilleure, la corrélation avec la demande instantanée reste très faible, donc en gros c’est un facteur qui ne péserait vraiment que avec 1 ou 2 semaine de stockage (oui même en hiver, il y a des creux de production d’une semaine complète, qui ne corresponde pas forcément du tout à des creux de demande. Inversement quand ça soufle à fond juste la semaine de noël avec l’économie au ralenti). Donc pour juger sur l’offshore, il faudrait avoir des profils de production détaillé, car l’expérience UK montre qu’un facteur de charge très élevé n’est pas incompatible avec des épisode de descente brutale à une production de 0. Dans le document ici sur alpha ventus; P18 on voit justement une courbe de production pour le 28 juin qui tombe d’un coup. En terme d’appel de courant, c’est typiquement difficile à gérer pour le réseau. @hudax : Entre la demande initiale d’autorisation et l’inauguration finale, il a fallu 10 ans pour alpha ventus, c’est pas tellement mieux que l’EPR et a laissé une longue période où on aurait pu tout autant ironiser sur ce projet jamais fini. Le coût MWh d’un EPR dépend énormément de la rentabilité qu’on estime légitime pour l’opérateur, ces coûts élevé pour Flamanville sont obtenus en supposant qu’il serait normal qu’EDF gagne 7/8% dessus. En fait l’étalement de la construction a aussi eu pour résultat qu’il était plus facile pour EDF de financer les surcoûts sans augmenter sa dette, donc le coût absolu réel (et non pas le prix garantissant un rendement financier standard) est beaucoup plus faible que ces chiffres là.
Evidement en juin cela arrive, mais ce qui est intéressant c’est l’hiver ou ça ne passe pas sur les mois concernés sous les 90%. Quand à une descente brutale sur un parc, même énorme de 1000MW, on sait faire… Quand un réacteur nucléaire de 1400MW tombe en carafe, le réseau est préparé pour ça. Ne sous-estimont pas notre capacité à prévoir et anticiper ce genre de choses, RTE peut gérer la perte simultanée de 3 réacteurs nucléaires, alors de l’éolien ou en plus on sait avec une précision de plus en plus forte 48H à l’avance, c’est du pain béni. Sur l’EPR pas du tout d’accord avec vous, au UK les 2 EPR sont financés classiquement et il seront à 109€ du MWh sur 35ans, puis au prix de marché, le tout indexé sur l’inflation à compter de cette année (autant dire que ce sera à 130/140€ lors de la mise en service, et à plus de 200€ au bout de 35ans même avec une inflation faible.
Je ne sais pas comment les allemands font marcher leur parc éolien. Je rappelle que les vocables facteur de charge ou productibilité recouvre les mêmes grandeurs à savoir: un pourcentage qui exprime le rapport entre : production réelle sur une année en MWh/ puissance nominale exprimée en MW * 8760 (soit 365 jours de24 heures chacun. Par exemple, une des plus importante centrale off shore du Royaume Uni London Array 1 d’uune puissance totale de 630 MW a produit 112.27 GWh in 2012. Donc le calcul de facteur de charge est de: pour mémoire 1 GWh = 1 000 MWh (112.27*1 000) / (630*8760) soit 20.3 % Voici le lien qui vous permet de retrouver cette statistique qui émane du fournisseur lui-même Si vous pouviez me présenter des statistiques ayant la même fiabilité, sur une durée d’exploitation d’au moins une année, et émanant des exploitants de parcs éoliens et qui justifient vos chiffres très flatteurs, (environ 50 %, soit 2 fois et demi la réalité actuelle) je vous en serais reconnaissant. Nb: Je n’ai pas de problèmes en anglais, espagnol ou russe pour lire des tableaux techniques
Petit rappel pour les inconditionnels de l’éolien, avoir une éolienne c’est bien, mais avoir une éolienne qui produit, c’est encore mieux. Pour l’instant … le raccordement est en retard (
La 1ère phase de London Array a été installée entre mi- 2011 (fondations) et début 2013. Les premières éoliennes installées ont commencé à tourner dès début 2012 mais comme les dernières éoliennes ont été connectées début 2013, le parc n’a tourné qu’à demi-capacité en 2012. Vous pouvez donc multiplier vos chiffres par deux. Rien que les facteurs de charge moyen de l’on shore en France sont bien meilleurs :
« Quand à une descente brutale sur un parc, même énorme de 1000MW, on sait faire… Quand un réacteur nucléaire de 1400MW tombe en carafe, le réseau est préparé pour ça. Ne sous-estimont pas notre capacité à prévoir et anticiper ce genre de choses, RTE peut gérer la perte simultanée de 3 réacteurs nucléaires, alors de l’éolien ou en plus on sait avec une précision de plus en plus forte 48H à l’avance, c’est du pain béni. » Tout à fait, on sait à l’avance que tout l’éolien européen, à l’inverse d’un parc de réacteurs, va « tomber en carafe » fréquemment et n’importe quand, plusieurs fois par jour, comme une seule éolienne. La faute du « foisonnement éolien », la fameuse promesse jamais tenue des industriels du « renouvelable », tout comme l’économie de ressources,
Les données sur Alpha Ventus sont ici (anglais ou allemand) : Sur 2011, 2012 et 2013 le facteur de charge moyen est de 48,1%, sachant que ce parc-test comporte de nombreuse phases de tests (avec donc un petit peu moins de production).
Les liens de mon précédent messages ne sont pas actifs, j’essaie d’afficher directement le graphique:
Merci pour le lien, mais je ne vois pas où vous trouvez les données que vous nous annoncez (pas de passage en dessous de 90% l’hiver par exemple). Vous pouvez me dire dans quelle rubrique il faut chercher? Merci d’avance.
¤ Trop facile de prendre une statisque de la production sur une partie du parc seulement et d’en déduire un faible taux de charge pour tout le parc. Le parc éolien de London Array n’a été terminé qu’en octobre 2012 et seule une partie était reliée aux câbles d’exportation avant le printemps et l’été 2012. Autrement dit, la production citée n’a concerné qu’une partie de l’année. Si ensuite on divise par la puissance totale du parc une fois celui-ci terminé, on racconte n’importe quoi. Pour les EPR anglais, le tarif d’achat (déguisé en CfD) est indexé depuis 2012. Alors, en 2023 … (si au moins un est terminé).
Vous avez écrit 90% du temps à pleine puissance en hiver, pas 100% du temps au-dessus de 90% de puissance. Ou trouvez vous ça sur le site Alpha Ventus, merci.
: au contraire vous voyez bien que les éoliennes ne produisent pas toute en même temps sur votre graphique et qu’il y a effectivement un effet de foisonnement qui continuera au fur et à mesure que les puissances installées en Europe seront homogène… Le vent c’est un déplacement d’air…
Vous n’avez rien trouvé d’autre à dire ce soir ?
: au contraire vous voyez bien que les éoliennes ne produisent pas toute en même temps sur votre graphique et qu’il y a effectivement un effet de foisonnement qui continuera au fur et à mesure que les puissances installées en Europe seront homogène… Le vent c’est un déplacement d’air… » Vous rigolez j’espère. On voit clairement qu’il n’y a aucune régularité dans la production. À part un petit bandeau d’environ 10% de la puissance installée
on dirait presque « comme d’habitude ». Le meilleur moyen de faire foisonner l’éolien, c’est de le mettre dans les zones où il n’y a pas ou peu de vent. Là effectivement ça foisonne à une valeur proche de zéro. Il se trouve que quand même la tendance est plutôt à l’installer dans les zones un peu ventées, l’Europe n’est encore pas complètement tombée sur la tête. Dans les meilleurs scénarios, le « crédit de capacité » de l’éolien sur une Europe « plaque de cuivre », c’est environ 15% ( à 95% de chance, la production éolienne est supérieure à 15% de la puissance installée). Ce qui est con pour Chelya, c’est qu’il nous affirme régulièrement qu’il n’y a pas besoin ou presque de réseau, et donc la « plaque de cuivre » s’éloigne. Mais bon, on ne va pas gérer de façon rationnelle les interventions d’un troll….
Attention, c’est du chelya. Et le chelya, ça se lit en creux, il faut toujours comprendre l’inverse de ce qui est écrit. Nous sommes plusieurs à avoir appris la langue pour pouvoir converser sur Enerzine. Quand on connaît les conventions c’est plus facile.
C’est la faute des anticyclones qui sont trop grands par rapport à l’Europe. Alors forcément quand ça attaque sur la façade Atlantique, ça souffle de Lisbonne à Oslo. Je propose de réduire significativement la taille des systèmes météorologiques et de les déphaser astucieusement de manière à faire produire les parcs éoliens européen en base. Voilà, les solutions existent et YAKA.
Mais alors, il faut un super réseau pour répartir harmonieusement l’électricité du nord au sud et de l’est à l’ouest comme le prône régulièrement chelya… puisqu’il écrit le contraire !
Non, non, du local communautaire et citoyen, sinon rien! Comme en Allemagne, où vous savez très bien que selon Chelya il faut supprimer (au moins réduire) le réseau de transport, vu que la production est « locale » .
J’ai déjà commenté ce graphique. D’abord les données sont très anciennes, le parc de l’UE fait le double en puissance et est mieux réparti qu’il y a quelques années (mons dépendant de l’Allemagne). En plus, il ne prend pas en compte la complémentarité du mix renouvelable, c’est à dire de la combinaison entre l’éolien, le PV et l’ensemble des autres filières.Quand il y a un anticyclone, et peu de production éolienne, c’est qu’il y a du soleil et bcp de production PV. Le pompage turbinage et l’hydraulique en générale sont également un moyen permettant de réguler les variations de la production ENR. Il est également clair que le foisonnement et me mix pourrait être optimisé si on mettait en place une véritable politique énergétique européenne et si on décidait des puissances à installer entre les différent pays. Sur le long terme, on pourrait également voir apparaître les premières unités de méthanation (alimenté en grande partie par de l’éolien offshore). Pour ce qui est des inteconnexions, c’est en cours. Et puis même ce graphique montre un effet de foisonnement.
Uniquement sur la France, RTE estime le coefficient de foisonnement à 10 % et plus dans 11 départements particulièrement ventés. « Pour l’éolien, le coefficient de foisonnement reten u est de 10%, correspondant à la prise en compte de la production éolienne à 0,9 Pmax. Toutef ois, dans 11 départements 2 présentant une courbe atypique de fort productible, ce coefficient n’est pas appliqué. A réseau amont identique, la prise en compte de ce coefficient de foisonnement permet d’accroître la capacité d’accueil réservée aux énergies renouvelables. Il résulte toutefois également de l’application de ce coefficient que le réseau pourrait, dans certaines circonstances, être insuffisant pour évacuer toute la production r accordée. Le risque lié à la prise en compte de ce coefficient de foisonnement est assumé et géré p ar RTE. Ainsi, des restrictions ponctuelles de production pourront être prescrites par RTE aux installations raccordées au RPT, mais elles seront prises en charge financièrement par RTE. A l’échelle de l’UE avec le développement de l’éolien offshore, l’effet de foisonnement sera beaucoup plus élevé. Les depressions ayant tendance de se déplacer au sein de l’Union européenne (c’est évident, je sais, mais vous semblez l’occulter), de l’atlantique à la mer du nord et baltique, etc …..
« La réussite de la transition énergétique passe par une mutualisation des EnR à l’échelle européenne : quand le vent soufflera en mer du Nord, les parcs éoliens pourront alimenter la consommation d’électricité européenne, tandis que les énergies solaires seront à même de prendre le relais dès que le soleil brillera, en Espagne, en Allemagne ou dans le Sud de la France. » En reliant les énergies renouvelables à l’échelle européenne, le réseau interconnecté permettra d’optimiser leur production, pour bénéficier, au moment et à l’endroit où elles apparaissent, des conditions météorologiques les plus favorables. Demain, le réseau interconnecté répartira l’énergie des EnR à grande échelle
Cela va se mettre en place de manière progressive, les projets et les réalisations d’interconnexions se mutltiplient. La pression européenne est très forte pour la mise en place d’un grand réseau européen avec un gestionnaire unique. Il y a des coûts mais également des économies à la clé. Evidemment en parrallèle, se mettront également en place des smarts grids locaux. C’est la combinaison des deux qui pourront faire progresser la pénétration des ENR dans le mix européen. Bon, la constitution d’un grand réseau européen, pour qu’il passe à un niveau supérieure, nécessite la mise en place d’une véritable politique énergétique européenne, qui reste à mettre à place. La priorité des Etat est pour l’instant de s’occuper de leur propre réseau, les allemands par exemple invetissenent dans les infrastructures permettant de relié le nord et le sud du pays. Le foisonnement européen n’est pas leur priorité, les politiques nationales ne sont pas assez claires.
Cela va se mettre en place de manière progressive, les projets et les réalisations d’interconnexions se mutltiplient. La pression européenne est très forte pour la mise en place d’un grand réseau européen avec un gestionnaire unique. Il y a des coûts mais également des économies à la clé. Evidemment en parrallèle, se mettront également en place des smarts grids locaux. C’est la combinaison des deux qui pourront faire progresser la pénétration des ENR dans le mix européen. Bon, la constitution d’un grand réseau européen, pour qu’il passe à un niveau supérieure, nécessite la mise en place d’une véritable politique énergétique européenne, qui reste à mettre à place. La priorité des Etat est pour l’instant de s’occuper de leur propre réseau, les allemands par exemple invetissenent dans les infrastructures permettant de relié le nord et le sud du pays. Le foisonnement européen n’est pas leur priorité, les politiques nationales ne sont pas assez claires.
Vous pouvez nous expliquer en quoi consiste concrètement le smart grid?
« Uniquement sur la France, RTE estime le coefficient de foisonnement de l’éolien à 10 % ». Est-ce que vous avez au moins lu le document RTE dont vous nous donnez le lien? Il y est écrit: Pour l’éolien, le coefficient de foisonnement retenu est de 10%, correspondant à la prise en compte de la production éolienne à 0,9 Pmax.Pour le PV, le coefficient de foisonnement retenu est de 5 % correspondant à la prise en compte de la production PV à 0,95 Pmax. A réseau amont identique, la prise en compte de ce coefficient de foisonnement permet d’accroître la capacité d’accueil. Ca n’a strictement rien à voir avec une puissance minimale « garantie », qui ne l’est d’ailleurs jamais vraiment , ce que j’appelle un « crédit de capacité » un peu au-dessus.
A christiana « Tout faux, c’est l’Europe qui est trop petite. …… Il faut étendre l’Europe en poussant les pays, c’est évident. » Je n’avais pas vu les manoeuvres de rapprochement des pays de l’Est sous cet angle, mais maintenant c’est limpide, l’UE souhaite améliorer le foisonnement sans toucher aux anticyclones et Vladimir Poutine s’oppose au gain de foisonnement que pourrait obtenir l’UE. De l’Atlantique à l’Oural, ça foisonne plus que de l’Atlantique à Varsovie ! Remarquez que Vladimir foisonne déjà de Saint-Pétersbourg à Vladivostok. L’éolien c’est machiavélique.
« Pour l’éolien, le coefficient de foisonnement retenu est de 10%… Pour le PV, le coefficient de foisonnement retenu est de 5 % » Effectivement, ça veut juste dire qu’à l’échelle où s’exprime RTE, ça ne foisonne pas. C’est beaucoup de puissance ou rien du tout, mais tous ensemble. L’éolien et le PV c’est grégaire : un pour tous et tous pour un !
@temb Vous avez eu raison de me faire noter que la centrale Array 1 n’était pas en exploitation totale en 2012. Par contre, si on prend une autre ferme significative de 194 MW en service depuis septembre 2009, on aboutit à un taux de charge de 32.5 % en 2012 alors que les installations sont en service depuis au moins 2 ans. le lien est r-dowsing Quand à la carte par région de l’éolien en France, vous noterez que l’ensemble des taux de charge est inférieur à 30 % et assez souvent proche de 20 %. De plus la moyenne française est légérement inférieure à 20 % – voir les statitiques du RTE) Je vous joins par ailleurs l’historique de l’éolien au Danemark et je prends en compte les années 2004 à 2008 . Il y a stabilité des puissances installées à 3 100 MW depuis 2007; (donc pas d’années incomplètes) ; la production est de : 6 600 en 2004; 6 700 en 2005; 6000 en 2000; 7 100 en 2007; 7 000 en 2008 ; soit un total de 33 400 GWh soit une moyenne sur 5 ans de 6 700 GWh et donc un facteur de charge est d’environ 24.3 % 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Nul doute que les installations récentes auront de meilleurs taux de charge que les installations plus anciennes mais il faudra se poser la question du coût de ces dernières surtout si elles sont localisées en haute mer.
Ce que RTE appelle un « coefficient de foisonnement » ( 10% pour l’éolien et 5% pour le PV), c’est la reconnaissance que même localement ( à la maille RTE) 1000MW d’éolien ne produit jamais plus de 900MW et 1000MW de PV ne produit jamais plus de 950MW,et en conséquence RTE peut « accuellir » 110% ou 105% de puissance installée par rapport à ses capacités de transport dans la zone. Ca s’adresse donc au épisodes de production « extrèmes haut ». Pour l’extrème bas, ce dont me semble-t-il voulait parler Sunny et plus généralement d’autres intervenants dont moi, RTE ne dit rien, au moins dans les liens cités.
Il est dommage que Temb ait disparu sur ce coup là car ce qu’il annonce sur Alpha ventus est très interessant et on voudrait en savoir plus,100% de puissance 90% du temps en hiver?). En attendant, si on regarde ce qui se passe au RU et si je me fie à cette source, le facteur de charge moyen pour l’offshore serait plutôt ( à la louche, je n’ai pas fait la moyenne pondérée des puissances)de 35/37%, ce qui est déjà pas mal.