Pour y parvenir, le consortium réunissant DONG Energy, E.ON et Masdar, a sélectionné Nexans pour concevoir, fabriquer et founir des câbles haute tension (HT) sous-marins. Le contrat porte sur une valeur d’environ 100 millions d’euros.
Le parc éolien de London Array est en cours de réalisation sur un site de 233 km2, à une vingtaine de kilomètres au large de la côte Ouest anglaise. Les travaux se déroulent en deux phases : la première phase de 630 MW, comprenant 175 turbines, devrait être achevée et mise en production en 2012 ; la seconde phase prévue ultérieurement portera la capacité totale à 1 000 MW, soit une puissance suffisante pour alimenter en électricité quelque 750 000 foyers britanniques.
Dans le cadre de ce contrat, Nexans fournira quatre câbles sous-marins de 150 kV à isolant XLPE (polyéthylène réticulé), d’une longueur de 53 km à 54 km chacun, qui seront posés en parallèle et comportent trois conducteurs de cuivre d’une section de 630 mm2 pour le tronçon principal et de 800 mm² à chaque extrémité. Le Groupe livrera deux des câbles en 2011 et les deux autres en 2012, chaque câble étant fabriqué d’un seul tenant par l’usine Nexans basée à Halden en Norvège.
Les câbles incorporeront également des éléments fibre optique produits par une autre usine norvégienne du Groupe implantée à Rognan. Enfin, au-delà des câbles, le contrat comprend la fourniture d’accessoires de raccordement, notamment les jonctions et les extrémités.
"Ce nouveau contrat est le fruit de plusieurs années d’engagement de Nexans dans le secteur de l’éolien marin en général et au Royaume-Uni en particulier. Avec ce contrat majeur, nous démontrons une nouvelle fois la capacité de Nexans à fournir des solutions complètes de câblage permettant d’optimiser le déploiement des infrastructures de parcs éoliens", commente Krister Granlie, Directeur général du groupe Haute Tension Sous-marine et Ombilicaux de Nexans.
Au cours des quatre dernières années, la part de Nexans sur le marché des parcs éoliens en mer a triplé en volume. Compte tenu des politiques actuelles d’incitation financière, particulièrement en Europe, ce marché devrait prendre une importance croissante à l’avenir.
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Tiens, tiens, un des aguments de vente de l’éolien n’est-il pas pourtant que l’on n’a plus besoin, ma chère, de ces affreuses lignes à haute tension qui défigurent le paysage?
quoi une société française acteur majeur dans l’ENR, comment tesse possible ?
Les payasages sous-marins? Etre anti-éolien primaire ne veut pas dire raconter n’importe quoi, il y a des limites aux bêtises..non? Voici un parc qui fait la même puissance qu’un demi-réacteur nucléaire (1000MW à 40% de fc contre 1000mW nucléaires à 80% de fc) pour un prix (à MW productif construit) très proche de celui de l’EPR, et sans déchets nucléaires, c’est quand même une bonne nouvelle…anglaise!
Etre antiéolien n’autorise pas plus à dire des bêtises que si on est proéolien ou rien du tout. Chacun peut dire des bêtises, et internet le démontre tous les jours… en s’exposant à la critique. Pour London Array (et UK en général), j’ai déjà donné les références qui permettent d’apprécier la productivité annuelle (et la variabilité interannuelle) : Lisez surtout ce document : A la page 10/32, vous verrez les facteurs de charge offshore de l’embouchure de la Tamise (29,3 % en 2006 et 27,1 % en 2007). Donc le facteur de charge moyen annuel de 40 % ne sera pas atteint à cet endroit là, c’est une certitude. Il sera probablement aux alentours de 28 % avec des variations mensuelles et interannuelles non négligeables. Le champ d’éoliennes de London Array ne devrait donc produire qu’environ 2,8 TWh (ce qui est déjà bien) là où un réacteur nucléaire de 1000 MW (et non pas mW) peut produire entre 8 et 9,5 TWh. On peut donc considérer que la productivité de London Array sera trois fois moindre que l’équivalent nucléaire en puissance. En revanche, ce que dit BMD, c’est que l’éolien a besoin d’un puissant réseau pour exister économiquement et rendre service. A terre, ce sera des lignes à haute tension et en mer, demain des câbles sous-marin très cher. Ce n’est pas dramatique, il suffit de le reconnaître !
Pour les lignes Ht terrestres, l’embouchure de la Tamise n’a pas été choisie par hasard, c’est très proche de Londres, venté, et déjà très fourni en réseau électrique. Pour Un parc off-shore perdu au nord de l’écosse pourquoi pas, mais le parc dont il est question ainsi que les futurs parcs de la mer du nord, cette « entrée » sur le sol anglais est plus que rationnelle. Il faut également savoir distingué petite ferme on-shore raccordée au réseau de distribution, par lignes SOUTERRAINES de 20kv (98% des éoliennes françaises) et gigantesque parc off-shore raccordé au réseau de transport via un gros poste source adapté. Ce n’est pas la même échelle, et l’argument de l’éolien off-shore n’est pas basé sur le non besoin de lignes à haute-tension. Le on-shore n’en a pas besoin s’il ne vient pas dépasser le minima de consommation de son poste source de distribution de référence. Par contre les consommateurs en ont besoin pour être alimentés quand le vent ne soufle pas, évidement!
d’où l’Hénaurme importance de se diversifier et de se décentraliser… vivent les vents , les gaz, les charbons,les lignites, les pétroles , les solaires ,…
Pour Chelya : Je suis nul en économie et en plus je sais à peine lire, c’est sûr ça aide pas pour comprendre l’énergie. Ceci posé, revenons au facteur de charge de l’embouchure de la Tamise. le premier point est que les indisponibilités techniques influent forcément sur le facteur de charge moyen annuel constaté, on doit les prendre en compte et cela est très codifié au niveau de l’énergie. C’est vrai pour toutes les filières y compris l’éolien. après on en tire les conclusions que l’on veut en matière de maturité de la technologie et de potentiel d’amélioration. Ensuite le fait que je prenne la moyenne offshore de plusieurs parc (y compris un qui n’a pas produit), ne change en fait pas grand chose au résultat, mais à ce moment là il vaut mieux ne prendre que le parc le plus proche, soit Kentish Flats dont le facteur de charge, d’ailleurs indiqué page 32, est de 28,8 % en 2006 et 25 % en 2007. Pour des données mensuelles depuis 2005, voir la page 126 dans le document suivant : Si on fait une moyenne sur 3 ans de octobre 2005 à septembre 2008, on obtient un facteur de charge moyen de 28,8 %. Certes il augmente en 2008, sur les 12 derniers mois, il est à 31,5 %. Si on prend les document des exploitants, on voit que la production espérée est de 284 500 MWh pour 90 MW. Le facteur de charge serait alors de 36 %. La disponibilité attendue étant de 95 %. Pour l’instant on atteint pas les objectifs de 36 % et de plus ce sera varaible d’une année à l’autre de plusieurs %.