Eolien : Siemens choisit un français pour ses couronnes d’entraînement

Siemens et l’entreprise Rollix Defontaine, basée à La Bruffière en Vendée, viennent de signer un contrat de partenariat industriel pour la fourniture, dès 2014, des couronnes d’entraînement des pales de la nouvelle éolienne offshore 6-MW de Siemens.

Cette sélection est l’aboutissement d’un processus de qualification au cours duquel Rollix a développé un produit permettant de répondre aux exigences du cahier des charges de Siemens. A l’issue de ce processus, Rollix a été retenu pour équiper les premières éoliennes SWT-6.0-154 qui seront installées sur des parcs éoliens offshore situés principalement au large de la Grande Bretagne.

Les roulements fabriqués seront intégrés sur les éoliennes du parc de Westermost Rough, en Grande Bretagne, dont l’installation commencera dès le deuxième semestre 2014. Compte tenu de ce calendrier, Rollix démarrera la production depuis son site de La Bruffière en Vendée à partir du deuxième semestre 2013.

"Siemens est un outil industriel au service de la transition énergétique en France. Notre partenariat avec Rollix démontre l’engagement fort de Siemens pour structurer la filière européenne de l’industrie des énergies renouvelables à travers une coopération francoallemande. Grâce à ce partenariat, Rollix et Siemens vont se positionner ensemble sur les marchés à l’export avec la nouvelle turbine de 6 MW et créer, dès maintenant, de la valeur économique et de l’emploi en France" a déclaré Andreas Görgen, Président Europe du Sud-ouest du Secteur Energie de Siemens.

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Temb

Après les mâts, les roulement, la stratégie de séduction de Siemens en vue du futur appel d’offres doublé de la compétitivité de nos PME est un bon signe pour l’emploi industriel dans l’éolien en France. Dommage que nous ayons perdu 20ans en ne misant pas dès le départ sur un équipementier français.

O.rage

500 MW de moyenne aujourd’hui pour un parc éolien de 7.000 MW installé, désolé, on dirait une babiolle sur une cheminée qu’un véritable moyen de production énergétique La honte, c’est d’en installer encore.

Lionel_fr

La honte , c’est qu’un bon petit citoyen en vienne – pour des raisons inavouables – à maudire une bonne nouvelle pour son déficit monstrueux – en croyant sans doute bien faire. Que les dieux du monopole aient armé le bras d’O.rage pour venir ici regretter publiquement un investissement étranger direct, c’est assez probable, à moins qu’un champ d’éoliennes n’ait envahi son backyard. Pour autant , le flop français en éolien est beaucoup moins grave que dans les IT où le manque à gagner se compte en centaines de milliards juste parce que des anges messianiques comme Mr Rage ont eu malheureusement le pouvoir pendant quelques sombres années. Veuillez rappeler à ce monsieur qu’on se fiche éperdument des minimas de production eoliens quand on parle d’économie, on parle d’emploi et non pas de rendement thermique.

Temb

C’est bien pour cela que l’éolien seul ne répond pas à la problématique de fourniture de l’électricité. Lorsque les objectifs seront atteints en éolien, cette valeur proche du néant sera 3 fois plus importante, 1500MW au lieu de 500. Cela ne change pas grand grand chose mais ça réduit l’aléas de production minimale. A l’inverse avoir 25 000MW d’éolien ne conduira jamais à 25 000MW de production à un instant t, au mieux nous atteindrons les 20GW 2 fois par ans. La moyenne de production 80% de l’année sera comprise entre 3500MW et 7500MW. C’est à la mesure d’une énergie qui doit faire 7 à 10% de notre mix en 2020 en fonction de notre consommation. De surcroît une énergie pas chère, l’une des moins chère dans ce que l’on peut installer aujourd’hui, bien moins chère que l’électricité de l’EPR par exemple. A 50€ du MWh sur sa durée de vie, c’est même une énergie aussi bon marché que celle de notre parc nucléaire actuel. Et pas besoin de l’accord de l’ASN pour prolonger 😉 Tout ceci implique de repenser notre vision du système de production, en plus complexe, mais pas forcement un défi plus grand que celui de gérer 63 000MW de nucléaire quand 80% de l’année notre consommation ne dépasse pas 55 000MW, et pas plus compliqué que d’avoir un réseau capable de supporter la disparition instantannée de 1000 à 2000MW comme cela nous arrive assez régulièrement (ce matin encore avec fessenheim, 890MW disparus d’un seul coup).

O.rage

On en reparlera quand vous serez sorti de votre schéma de Ponzi photovoltaïque, où vous vous plaigniez qu’aucun ménage aisé propriétaire ne veuille augmenter le risque d’incendie dans sa maison pour une solution une quinzaine de fois moins efficace que la plus chère des solutions d’efficacité énergétique…. moi je pense à mes congénères qui vivent en HLM/en ville et qui aiment bien la solution actuelle : “de ne pas verser de rentes à des roulures”. @Temb 50€/MWh pour un éolien qui sert à décarboner un baril de Tep sur 6-7 à l’étranger, je n’appelle pas ça un calcul honnête… j’appelle ça de la vente liée de fossile. Du bon vieux greenwashing des familles, à 2 milliards d’importations de matériels par an… pour augmenter nos émissions dans l’électricité et faire oublier que les 3/4 de l’énergie sont fossiles

Lionel_fr

Au rythme où on va , le parc installé en 2020 sera plus proche des 12GW à terre et 3 en mer, c’est à dire très en deça du seuil où le seul hydraulique suffit largement pour le backup. En revanche , toujours en 2020, les parcs construits avant 2010 verront leur tarif d’achat diminuer et même prendre fin en 2025. L’éolien d’avant 2010 sera alors l’électricité la moins chère de france , bien moins cher que l’hydraulique Il n’y a pas de raisons de se laisser intimider par les antis, ils ont déjà réussi à faire chuter le marché français à 50% de son potentiel. A long terme, c’est bien l’éolien qui produit l’electricité la moins chère au monde et d’ici 2025, vous aurez des véhicules à batteries, des stations hydroène, des smart grids, de l’injection d’hydrogène dans le réseau gaz … Les pics de productions n’auront absolument pas le même profil qu’aujourd’hui. L’objectif du grenelle était très théorique et a largement vécu, les ZDE et classements en risque industriel ont fait leur maximum de dégats. Feindre la découverte des périodes sans vents n’est qu’une astuce de bas étage dont même Jancovici n’ose plus user. On disposera de bien plus que 63 GW éoliens en 2050, simplement parce que le marché qui grossit d’année en année, sera mûr (Allemagne saturée) et que la France s’y fait une place industrielle bien plus enviable que dans le nucléaire qui collectionne les déboires.

Sicetaitsimple

Je suis preneur de vos hypofhèses sur le calcul d’un coût moyen de 50€/MWh pour de l’éolien ( onshore bien sûr).

fredo

” moi je pense à mes congénères qui vivent en HLM/en ville et qui aiment bien la solution actuelle : “de ne pas verser de rentes à des roulures”. vous parlez sans doute d’EDF, en situation de quasi monopole sur la production et distribution d’électricité ? Vos “congénères” doivent en effet verser une rente…

fredo

c’est la confirmation qu’il est possible à une PME française de remplir les standards de qualité d’une société aussi réputée que Siemens, … mais aussi ceux d’Alstom. Précisons en effet que Rollix fournit aussi l’éolienne off shore Alstom Halliade 6MWc.

fredo

c’est la confirmation qu’il est possible à une PME française de remplir les standards de qualité d’une société aussi réputée que Siemens, … mais aussi ceux d’Alstom. Précisons en effet que Rollix fournit aussi l’éolienne off shore Alstom Halliade 6MWc.

jmdesp

Comme je l’ai signalé dans un commentaire récent, l’examen des données publiées par la CRE dans l’annexe du calcul de la CSPE 2013 révèle qu’EDF paye 88,6 € cette année pour l’électricité des éoliennes au sol (contre 85,3 en 2012). Les formules de réévaluation de l’inflation s’avère assez généreuses, et ramènent les coûts en réalité à niveau semblable à celui de l’EPR. Dans le calcul de coût de l’EPR de Flamanville, tout dépend de ce qu’on considère être le coût de financement d’EDF, quand on constate que l’annonce officielle est celle d’un financement de la dette à 3,5%, ça met l’EPR au plus dans les mêmes eaux. Sinon, sur 2012 les données RTE pour le taux de charge sont au moins 90% du temps supérieure à 7,5%, et 90% du temps inférieur à 44,3%. En pratique, ça veut que la zone dans laquelle la production reste 80% du temps varie de 1 à 6, soit une production en réalité qui varie 80% de l’année entre 1,9GW et 11GW (au lieu du rapport 1 à 2, de 3,5 à 7GW que vous avez lancé en l’air). Avoir des idées aussi fausses sur les vrais caractéristiques de la production du parc éolien aide à comprendre pourquoi la conclusion est fausse elle aussi.

jmdesp

Le calcul que, vu les taux de charge du parc français personne ne sera en dessous du seuil qui conduit à une réduction du tarif entre 10 et 15 ans, a déjà été fait ici et ça serait bien de reconnaitre que rien ne permet de remettre en cause cette conclusion. Après les 15 ans, le surcoût est de 0, mais le coût devient celui du marché, ce qui veut dire qu’on est bien au dessus d’une moyene à 50€ sur l’ensemble de la durée de vie. Au minimum, il faut que le prix de vente reste à un niveau supérieur à ce qui est nécessaire pour assurer la maintenance, dont le coût est plus élevé que celle de l’hydraulique, surtout près de la fin de vie de l’éolienne. Ensuite, sur la valeur max qui peut être compensée avec l’hydraulique, c’est compliqué d’être très exact, mais on voit facilement sur les stats RTE qu’il n’y qu’environ 13GW de moyen de grande taille commandable, et que l’absorption des variations intra-journalière demande fréquemment 5 à 6 GW. On a donc 7 à 8 GW disponible pour réguler l’éolien, sachant que c’est plutôt une valeur max car il faut prendre en compte aussi le niveau de remplissage des barrage, les variations de la pluviométrie, les débits d’eau minimum à respecter. La perspective d’atteindre les limites avec 15 GW d’éolien n’a donc rien de ridicule. Ceci dit avec le mix actuel rien de terrible ne se passe au delà, on régule juste avec le nucléaire, et ça s’est déjà passé plusieurs fois ces dernières semaines le week-end, puisqu’il fallait vider les barrage plein et donc ne pas réduire le débit trop bas. Le problème est alors économique, on utilise une énergie payée 88,6€ le MWH pour en effacer une autre où l’économie de combustible nucléaire est de l’ordre de 5 ou 6€ le MWh. Ca pourrait avoir un intérêt si la contrepartie était de pouvoir garder de manière fiable les centrales fossibles éteintes. Mais prenons le journée d’hier le 2, la production éolienne a varié sur la journée de 330MW à 10h à 2,1GW à minuit. Ca illustre que la majorité du temps les variation sont d’un ampleur et d’une période suffisament courte pour ne pas permettre justement d’éteindre les centrales fossile en ayant l’assurance de ne pas en avoir besoin déjà à nouveau une dizaine d’heures après.

Lionel_fr

15 GW d’éolien , c’est à peu près ce que la France aura en 2020 au rythme actuel (12 à terre – 3 en mer) Or , pour prendre un exemple au hasard, 2020 c’est juste l’année de maturité de l’accord GM Honda qui a été passé la semaine dernière sur les infrastructures hydrogène dans les transport. Ce n’est qu’un exemple parmi des dizaines mais au moins , il est d’actualité. Maintenant, on peut toujours calculer “toutes choses égales par ailleurs” mais je crains que le prix du Brent à lui seul, vienne semer de la confusion dans les prolongations tendancielles. Un autre point dont on parle peu (mais qui est cité brievement dans une autre news enerzine sur Apple) est que les bloomboxes ont à peu près le même rendement que les centrales gaz CC tout en acceptant un mélange d’hydrogène de 0 à 100% avec une qualité d’oxygène très mauvaise et peuvent s’installer dans un coin de quelques m² (cf photo sur l’article sur Apple) Ces bloomboxes sont actuellement commercialisées un peu cher mais parfaitement opérationnelles dans une 15aines d’entreprises US dont Apple, Google, Ebay, Visa Mastercard… Cette année, Bloom energy sera la seule entreprise de son secteur à faire des bénéfices (en ayant levé des fonds importants certes) , pensez vous que l’aventure va s’arrèter là ? Même si la France ne bouge pas le petit doigt (excepté Air Liquide) , nos voisins moins corporatistes vont se laisser tenter et réguler leurs réseaux avec de tels engins. Ce qui aura des conséquences sur la balance des exportations, autre facteur de régulation dont les volumes sont comparables à l’hydraulique. Comme les gaz ne connaissent pas les frontières avec des échanges internationaux bien plus importants que l’electricité, la France , même arc boutée contre l’hydrogène (ce qui n’est pas certain), n’est pas prète de connaitre la limite d’injection d’EnR dans son réseau. En outre, la page de monitoring RTE quoique très intéressante , n’informe pas vraiment sur l’état des réseaux puisqu’elle ne fait que des sommes nationales. on peut parfois s’étonner de voir que le pompage est au taquet alors que la production hydraulique est proche de son maximum aussi. Ou c’est le charbon qui produit 2GW alors que la surproduction française semble très nette par ailleurs. Bref , il ne sagit pas que de sommer les productions par filières mais plutôt par “dorsales” réseaux et par région, information introuvable en France alors que RTE est justement le mieux placé pour la publier. On peut regretter ici que RTE soit une filiale à 100% d’EDF et s’occupe bien plus de la communication de sa maison mère que de son vrai business qui est de gérer un réseau haute tension. Bref , d’information biaisée en lacunes d’évolution technologique , on en arrive à des perspectives inquantifiables au delà de 5 ans , 2018 actuellement , alors que le vrai “front chaud” de ce business est définitivement centré sur le pétrole et que l’electricité va bien devoir faire quelque chose dans les transports , avec une amplitude incomparable aux seuls véhicules-lithium que la France semble disposée d’incorporer dans ses calculs..

Sicetaitsimple

“on peut parfois s’étonner de voir que le pompage est au taquet alors que la production hydraulique est proche de son maximum aussi.” Faut surtout pas s’étonner: quand on turbine jour et nuit entre 6000 et 12000MW plutôt que risquer de déverser, en baissant par la même occasion le nucléaire la nuit, comme c’est le cas depuis au moins 2 mois environ, il n’est pas “étonnant” de pomper notamment la nuit pour produire dans la journée.

jmdesp

Sauf que RTE publie en temps réel la production de chaque unité du parc historique, plus on a les données immédiate des flux physique d’échange par l’entso-e, donc en fait l’inconnu sur la production par région est principalement due aux EnR … Areva est déjà présent sur ce marché de l’intermittence hydrogène avec la Greenergy Box solution qui existe depuis un petit moment, au moins mars 2012, même si on en parle très peu.

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