ET Solar Energy a annoncé hier que sa filiale allemande avait été sélectionnée pour une centrale photovoltaïque clé en main de 40 MWc, en Israël aux côtés des partenaires locaux G-Systems et Elmor.
Le projet est copiloté par Arava Power, un promoteur de projets d’installations solaires basé en Israël, et EDF Energies Nouvelles Israël.
Ce nouveau parc de production d’énergie solaire sera situé dans le kibboutz Ketura, à 45 km environ au nord d’Eilat, dans une zone désertique de 600.000 mètres carrés. Il devrait générer plus de 70.000 mégawattheure d’énergie renouvelable chaque année.
ET Solar fournira à cette centrale solaire des services de gestion de projet, de conception de l’installation électrique, de configuration du parc, d’achat, de contrôle qualité, de surveillance de la construction et de mise en service. ET Solar offrira également des services de maintenance et Arava Power des services d’exploitation.
"Ce projet solaire, qui est à ce jour notre plus grand au Moyen-Orient, va nous permettre de démontrer la capacité de nos solutions très complètes dans le domaine de l’énergie solaire à produire une énergie solaire propre, fiable et peu coûteuse sur un marché local", a commenté Dennis She, PDG d’ET Solar. "Nous sommes ravis d’étendre et d’intensifier notre collaboration avec EDF-EN et Arava Power afin de permettre à ce projet de grande envergure de voir le jour après avoir achevé plus tôt dans l’année une centrale solaire de 7,8 MWc en Israël."
Arava Power compte parmi les principales sociétés du secteur de l’énergie solaire en Israël et fait figure de pionnier dans les domaines solaires. Elle a été la première société du secteur à lancer en 2011 un parc solaire au sol en Israël, Ketura Sun.
En avril 2014, Arava Power a lancé 6 champs solaires supplémentaires dans le Néguev et l’Arava qui produiront ensemble 36 MW d’électricité renouvelable. Le parc solaire du kibboutz Ketura, d’une capacité de 40 MW, est le premier de grande envergure, qui sera construit dans la région du Néguev.
Et avec seulement 8200 MWc,il y aurait de quoi fournir,en plein jour,entre 10 h00 et 16 h00,toute l’électricité dont a besoin Israel .En dehors de ces heures,ils utiliseront les combustibles fossiles.Mais pendant les heures ensolleillés,ils économiseront des combustibles fossiles.Ils devraient installer aussi 8200 MW de capacité éoliennes(économies de combustibles fossiles aussi),dont certaines off shore.Avec au total 8200 MW éoliens,ils n’ont besoin que de 1640 eoliennes de 5 MW chacune.C’est pas la mer à boire.
israel possède potentiellement la plus grande step marine grace à la mer morte dont le dénivelé avec la méditerannée est de 400 m. Un tunel souterrain de 30 km (je crois) permettrait de construire sans gros travaux de génie civil (à part le tunnel) la plus grosses step du monde et lisser la production électrique de l’état hébreux.
là ce n’est pas petit bras! Autre chose que l’éternel projet de STEP de Guerledan: PS: c’est plutôt 60km que 30.
Les pays médittéranéens ont beaucoup misé sur le chauffe eau solaire (Chypre par exemple) et ont fait le bon choix; Il n’y a pas besoin de transformer les photons en électrons lorsque les infrarouges sont suffisant pour transférer leur énergie sous forme de chaleur. C’est : plus efficace (avec 2 m2 de radiateurs en tôle vous onbtenez autant de puissance thermique qu’avec 10 m2 de panneaux de silicium) moins cher (pour moins de 2 000 € vous avez un bon chauffe-eau solaire) plus respectueux du bilan carbone (pour un même usage, on produit moins de CO2 pour fabriquer une tôle de 2 m2 et un réservoir de 300 l que 10 m2 de panneaux au silicium) qui évite de solliciter le réseau électrique (même si pour des raisons évidentes il y a un secours électrique qui fonctionne assez peu et de manière foisonnée) Mais défaut rédhibitoire : incapable de générer de subtancielles subventions pour les lobbyistes du PV et de l’éolien et en plus, comme ils ne produisent pas d’électricité, il ne permettent pas d’afficher les objectifs de %tage d’ENR définis par Bruxelles Il n’est donc pas étonannt que ceux qui affichent leur “dévotion” écologique face le silence sur des réalisations attentatoires à leur business et préfèrent le MWh éolien aux environ de 115 € sur terre et 220 € en mer et le PV entre 280 et 400 € s’il est ou non associé à un stockage chimique.
On parle là d’Israel, à ma connaissance ( livresque) le degré d’équipement en chauffe-eau solaires est quasiment de 100%.
Si j’en crois cet article: les autorités israéliennes sont dans la recherche d’un tarif d’achat le plus bas possible ( on parle d’une cible de 70€/MWh dans l’article), avec par ailleurs un système décrit comme complexe (la location du terrain semble faire l’objet d’une autre offre).. Evidemment, on ne va pas comparer Israel au Nord-Pas de Calais en termes de tarifs. Par contre, j’aime bien le concept d’un “target price” agressif qui permet de tester le marché quitte à avoir un résultat nul, plutôt que l’AO “à la française”où de toutes façons on retiendra le volume annoncé quelque soit le prix.
@Sicetaitsimple Je me suis sans doute mal exprimé; je sais qu’Israël est bien équipé en chauffe-eau solaires. Je voulais simplement comparer le buzz médiatique et laudateur fait sur les installations PV d’une part et d’autre part le silence relatif à des systèmes qui, in fine, sont beaucoup plus respectueux des règles du développement durables. Par exemple, si on compare les consommations d’électricité par habitant ainsi que la Pmax appelée par habitant entre la Réunion, la Guadeloupe et la Martinique, alors que les 2 DOM antillais sont à quasi égalité, la Réunion est 15 % en dessous pour les deux valeurs; par contre il y a entre 150 000 et 160 000 chauffe-eau solaires posés à la Réunion contre moins de 8000 en Martinique et moins de 5 000 en Guadeloupe. Quant au prix du PV Israëlien j’ignore si celui que vous citez sera celui du contrat: je note aussi que quelque soit le prix d’achat de l’électricité PV, il faudrait tenir compte des coûts induits par l’irrégularité de la production (moyens de secours de demi pointe ou de pointe avec Kp faible; surdimensionnement du réseau pour assurer les transits quelque soit l’origine de la production; réglages de fréquence plus complexes etc.). Mais avec 9 MWc de panneaux PV, 3.6 MW de puissance garantie, et 9 MWh d’énergie garantie grâce aux batteries lithium-ion, on peut toucher le Jackpot à 400 € le MWh, comme cela vient de se réaliser au centre pénitentiaire de la Réunion avec, cerise sur le gateau, une installation identique à 20 km qui vient d’être retenue par la CRE. Mais bon, Israël n’est pas la France et là bas, il n’y a pas de bureaucrates bruxellois sous l’influence des lobbies. Sincèrement vôtre
Je ne connaissais pas cette différence très significative d’équipement en chauffe-eau solaire entre Réunion et Martinique/Guadeloupe. Est-ce la seule raison expliquant une différence de consommation d’électricité, c’est moins sûr. Nous en avons déjà largement parlé, l’économie de l’électricité dans les DOM est un problème assez complexe. La dernière fois ça devait être là:
@Sicetaitsimple Vous avez raison, il peut y avoir d’autre causes que l’équipement en chauffe-eau solaires qui explique les différences de consommation par habitant entre les Antilles et la Réunion. Notamment la MDE est beaucoup plus active à la Réunion et plus de 40 000 packs avec 5 ampoules LED ont été distribués en 2013 aux bénéficiaires des tarifs “première nécessité”, opération embryonnaire aux Antilles. Mais il faudrait une analyse plus fine par type de clientèle (ménages, commerces, tertiaires, PME) pour identifier les facteurs de différence. Petit calcul qui ne vaut que pour l’ordre de grandeur : 1 chauffe-eau solaire de 300 l équivaut en pratique à un chauffe-eau électrique de 150 l. Si on considère une consommation électrique d’environ 5 kWh/j, on se situe à environ 1 800 kWh/an; soit pour 150 000 chauffe-eau, 270 GWh. Or la consommation de la Réunion est d’environ 2 800 GWh/an. Ceci représenterait donc 10 % de la consommation totale (y inclus commerces et tertiaires) Le paradoxe étant que simultanément à des initiatives qui veillent à lisser la courbe des puissances appelées, il y a maintenant près de 180 MW installés en PV sur un parc productif total de 850 MW (sucreries comprises). Et la conduite du réseau devient de plus en plus difficile. Un black-out a eu lieu en 2014, du d’abord à une très forte chute de la production PV puis un problème de démarrage sur un groupe. Ceci dit, avec 180 MWc, ce ne sont pas les 3.6 MW du projet Bardzour et ceux du projet des Cèdres , soit au total 7.2/ 180 = 4 % des puissances crêtes du PV qui vont résoudre le problème de la régularité de la production. Dernier point : Saviez vous que le lithium dans les batteries du projet Bardzour est extrait dans des conditions épouvantables en Bolivie et en Chine, et ceci en totale violation des conventions de l’OIT, y inclus la convention 169 sur les droits des minorités autochtones ? Moi qui croyais que la mouvance “bien-pensante” voulait légalement responsabiliser les donneurs d’ordre en démontrant qu’il ne peuvent ignorer les conséquences sociales de leurs choix financiers ….??? Je reste sincèrement vôtre
Ne vous y trompez pas ( j’ai quelques témoins de moralité sur Enerzine!) mon but n’est pas de défendre de façon éffrénée et à tout prix du PV dans les DOM, mais au contraire de montrer que la seule façon de permettre sa pénétration dans des conditions techniques correctes (donc sans black-out) est de l’associer à du “stockage”, en fait plutôt du “lissage” ou du “pilotage”, et qu’il se trouve que dans les DOM le MWh de base est plutôt à base de fuel, ce qui permet d’espérer à terme (pas aux coûts actuels) une certaine compétitivité.D’où l’intéret de quelques opérations de démonstration. De même je soutiens qu’au prix actuel du PV est (à une certaine dose) certainement une alternative à d’autres nouveaux moyens de production dans des pays très ensoleillés, où la consommation d’électricité est en croissance, et où le pic de consommation est situé en été en milieu de journée. Bref, tout est question de contexte, mais si on en croyait certains le fait que du PV devienne compétititif à Dubai ou au Chili devrait entrainer immédiatement un programme d’ampleur d’équipement du Nord-Pas de Calais ou de la Bretagne! Sur le lithium extrait dans des conditions épouvantables, je n’ai pas d’infos et pour tout vous dire je préfère les ignorer, car tout celà est très relatif et souvent manipulé (pareil pour le charbon, l’uranium, le gaz, le pétrole,la biomasse, les nouveaux barrages, les panneaux PV, les terres rares des alternateurs d’éoliennes,…etc etc..).
Le terme “je préfère les ignorer” n’était pas vraiment le bon, disons que je suis très prudent dans ce cas comme dans tous les autres cités. Il est vrai que si son activité principale c’est les mots croisés, l’impact sur l’environnement et les conditions de travail sont a priori assez faibles. S’il s’agit d’energie ou de fabrication industrielle (y compris de panneaux PV ou d’éoliennes, voire de smartphones), c’est un peu plus complexe…. Cordialement.
Sicetaitsimple L’introduction d’un peu de PV dans les systèmes électriques insulaires, pourquoi pas ? Mais la situation dans les DOM (et surtout à la Réunion) n’a rien de rationnel en terme de “merit order”. De fait EDF est en obligation d’achat pour 65 % de l’électricité produite. Chiffres de 2012 : (10 % de bagasse; 47 % de charbon qui remplace la bagasse après les 4 mois de campagne sucrière; et 8 % de PV + biomasse). Or si la MWH bagasse et/ou charbon est acheté à 130 € / MWh, on monte à 462 € pour le kWh PV. Or ceci relève des obligations réglementaires. Que fait EDF pour les 35 % restant ? A peu près 20 % d’hydraulique et 15 % de fuel lourd et léger (TAC) qui coûtent effectivement très cher en terme de prix (aux environ de 300 € MWh, mais pour des instalaltions au Kp inférieur à 30 % c’est inévitable. Ceci posé, y-at-il une alternative entre l’émission de CO2 et les risques de black-out à cause de méchants nuages? Oui ; une première c’est le stockage chimique : a ce propos, pour le lithium, quand je cite le mouvance “bien-pensante” ceci n’implique pas que je partage ses idées mais que je me contente de confronter le discours et la pratique de ces nouveaux dévots La deuxième c’est le stockage hydraulique, par STEP ou STEM. Mais le problème, et parce que je le connais bien, c’est que pour construire la plus petite installation hydraulique à la Réunion, c’est mission quasi-impossible. Et pourtant ce potentiel existe; l’agence de Bassin Réunion a fait une étude qui reprend d’ailleurs des conclusions du BRGM et qui est disponible au lien ci dessous A la page 13 du fichier associé, on constate que hors STEM, il est évalué à 121 MW, (hors STEM) soit au moins 15 ans de potentiel par rapport à l’évolution actuelle des puissances appelées. Mais la Région Réunion a interdit tout développement de l’hydraulique; il faut savoir que le groupe DIJOUX est très influent au niveau des chauffe-eau solaire et des panneaux PV. Merci pour la continuation du débat
Vpous avez raison, la situation de la Reunion est spécifique ( 17% de fuel seulement si j’en crois le dernier bilan). La situation est différente en Corse et en Guyane (37%), en Guadeloupe (51%) et surtout en Martinique (94%!). Tous les bilans sont accessibles ici:
Merci pour ces infos très intéressantes. J’aurais quelques demandes de précisions : – y-a-t-il un endroit où l’on puisse trouver une référene à ce black-out de 2014 du au solaire et au trop lent démarrage du secours ? le seul blackout qui semble apparaitre sur le web date de décembre 2013 et a d’autres causes. – Pourquoi le MWh éolien aux environ de 115 € sur terre alors qu’il me semble que les installations neuves sont autours de 84€ ? Ou bien c’est le tarif dans les DOM ?
@jmdesp Pour le black out de 2014, la durée a été brève et la reprise du réseau quasi immédiate. Donc pas de traces dans la presse. Mais pour les agents du dispatching, il y a eu des sueurs froides. Pour le MWH éolien terrestre , le tarif autorisé pour les DOM a été “boosté” de 115 à 230 €/ MWh. Ceci dit, en tout cas pour la Réunion, les projets ne se bousculent pas : a) régime de vent très irrégulier à cause du relief b) risques de destruction partielle ou totale des installations en cas de cyclône. A ce sujet, il suffit de prendre la départementale 57 pour accéder au parc éolien de Sainte Rose et voir les dégâts causés par Bejisa. (Pales tordues, nacelle démâtée etc.).
Oui,Chelya En Allemagne l’electricité d’origine ENR Représente 2.4% de la consommation énergétique du Pays. Effectivement, c’est une prouesse technique impressionnante!
C’est certain, comparer la Réunion et le Danemark est particulièrement pertinent. D’ailleurs, à l’heure ou je parle, le Danemark n’a aucun mal à intégrer du renouvelable puisqu’il importe 1572MW au total ( dont 1230 d’hydraulique norvégien) alors qu’il consomme 4578MW (200MW de production éolienne).Désolé, le site est rafraici en temps réel. Alors les Réunionais, vous n’êtes que des gros nuls?
Rester 5mn ( 5 minutes) en sland mode ( en autonomie) avec 800kW environ de production locale, une consommation visiblement du même ordre et une batterie de 1000kW,c’est pas très compliqué! Suffit d’avoir les sous pour acheter la batterie! EDF n’a qu’à s’équiper de 50GW de batteries et tout va bien, pas de problèmes, des solutions! Vous êtes vraiment un homme du passé avec vos présentations de plus en plus vieiles ( maintenant on remonte à 2008).
les 50GW, c’était pour la France métropolitaine. Pour la Réunion, 200MW devraient suffire….
malgré tout continuent d’alimenter l’ile de Bornholm depuis la Suède ( 18MW quand j’écris pour une consommation d’environ 40MW). Ils sont quand même bizarres ces Danois, pas capables de tirer leur propre retour d’expérience même après plus de 6 ans….
@ M; Sicetaitsimple Effectivement, EDF SEI estime que le “pas” minimum d’un investissement capable de sécuriser le réseau est de 40 MW. Autre point : EDF SEI n’a aucun concurrent car aucun investisseur privé ne serait capable de supporter les surcoûts des systèmes électriques insulaires. (Les compensations de la CSPE ne sont pas totales) Quant aux observations de M. Chelya, elles manquent de précisions techniques et factuelles. Il semblerait que ce Monsieur n’ait pas une grande expérience en matière de systèmes électriques. Mais peut-être que quand il monte dans un avion, il prétend prendre la place du pilote ?
Tout d’abord, vous pouvez laisser tomber le M. Sicetaitsimple! Certains ont parfois utilisé (dans le feu du débat…..) le sobriquet “Simplet” sans que je ne m’en offusque tellement il était facile de démontrer qu’ils avaient tort et ne connaissaient rien au sujet….D’ailleurs j’ai remarqué que ça s’est calmé de la part du principal utilisateur qui s’est quand même retrouvé quelquefois un peu groggy et ridicule sur des sujets de fond non philosophiques. Passons… Sur les 40MW, et du moins à ma connaissance, ce n’est pas un mini mais un maxi. Dans un petit réseau ( 300 à 400 MW) comme la plupart des DOM, il ne faut pas qu’un moyen de production unique ( un seul alternateur connecté) dépasse cette puissance pour être capable de compenser par les autres moyens ( bien entendu pilotables) son déclenchement éventuel. Sur EDF SEI, je ne pense pas en effet qu’il y ait beaucoup de concurrents sérieux pour cette activité . Par contre en production à tarif d’achat, il y a du monde. D’ailleurs, il devrait bientôt y avoir une TAC de 40MW à la Réunion au bioéthanol , cf. délibération de la CRE.