“Le plus gros stockage d’énergie renouvelable au monde” en Guyane

Une première mondiale : la plus grande centrale à base d’énergie 100% renouvelable fournira une électricité stable jour et nuit pour plus de 10 000 foyers en Guyane à un prix compétitif.

La société Hydrogène de France (HDF Energy) a annoncé le lancement d’une première dans l’histoire de l’énergie renouvelable avec le projet CEOG, la Centrale Electrique de l’Ouest Guyanais. Avec le plus gros stockage d’énergie 100% propre, cette centrale alimentera toute une ville à un prix compétitif.

Une innovation majeure qui révolutionne le secteur de l’énergie et ouvre une nouvelle ère énergétique.

HDF s’inscrit comme le premier producteur mondial d’électricité stable à partir d’énergies intermittentes, en associant un parc photovoltaïque de 55 MW avec le plus gros stockage d’énergie renouvelable au monde de 140 MWh à base d’hydrogène, couplé à un stockage d’appoint par batteries. Cette combinaison permet ainsi de produire, dans la durée, une électricité stable avec une énergie 100% propre.

Ce projet d’envergure est une solution Renewstable® de HDF. L’investissement, de 90 millions d’euros, est porté par HDF, des investisseurs partenaires privés et des banques de premier plan.

CEOG répond à un besoin essentiel de production d’énergie propre et fiable et génèrera des retombées économiques pour la Guyane. En coordination avec les acteurs publics guyanais, cette première installation se situe dans un territoire en déficit de moyens de production d’électricité. La centrale Renewstable® injectera sur le réseau électrique, pendant 20 ans, une énergie fiable à un coût inférieur à l’actuel coût réel de production dans l’ouest guyanais, et ce, sans subvention.


Comment l’énergie renouvelable stable peut-elle être compétitive face à une production d’électricité classique ?

CEOG ne consomme aucun carburant ni combustible et donc n’a recours à aucune logistique d’approvisionnement, contrairement aux centrales conventionnelles. Quant au stockage par hydrogène, HDF Energy maitrise les technologies qui permettent de stocker l’énergie massivement, à un prix compétitif, afin de la restituer sur un temps long (toute la nuit ainsi que les jours peu ensoleillés ou peu venteux). Cette centrale Renewstable® ne consomme que de l’eau, du soleil et ne rejette que de l’oxygène et de la vapeur d’eau !

CEOG sera installée sur la commune de Mana. Raccordée à la station EDF de Saint-Laurent-du-Maroni, elle produira quotidiennement une puissance électrique fixe de 10 MW la journée jusqu’au soir et de 3 MW la nuit. La production électrique étant stable et garantie, le service rendu par CEOG sera équivalent aux centrales conventionnelles, mais sans aucune émission de gaz à effet de serre.

« En proposant de fournir une électricité propre et garantie aux habitants de l’ouest guyanais, le projet CEOG est en phase avec les objectifs de production en énergie renouvelable de notre Programmation Pluriannuelle de l’Energie. Il démontre que la Guyane peut tendre vers l’autonomie énergétique, qui est réellement atteignable avec l’implantation de centrales de ce type. Il prouve également que la transition énergétique peut être vectrice d’emplois pérennes dans le cadre d’une activité économique saine. Nous serons ravis d’accueillir cette première mondiale qui confèrera également une visibilité internationale à la Guyane » a déclaré Rodolphe Alexandre, Président de la Collectivité Territoriale de Guyane.

« CEOG est la démonstration de notre concept Renewstable®, qui marque une date dans la transition énergétique. La baisse spectaculaire du prix de l’énergie solaire ou éolienne, conjuguée à l’apparition de solutions de stockage massif adaptées, permet de réaliser des projets de ce type dans un environnement économique concurrentiel. HDF Energy est le premier producteur mondial d’électricité stable à partir d’énergies intermittentes ! » a ajouté Damien Havard, Président et fondateur de HDF Energy.

Le début du chantier est prévu à l’été 2019 et la mise en service à l’automne 2020. CEOG créera une centaine d’emplois pendant sa construction et une trentaine d’emplois permanents non délocalisables sur les 20 ans d’exploitation de la centrale.

A propos de HDF Energy : créateur du concept de centrales électriques Renewstable®.

Spécialiste des technologies hydrogène, HDF Energy développe, finance, construit et exploite des infrastructures énergétiques industrielles : piles à combustible de forte puissance (supérieure à 1 MW), unités de stockage massif raccordées à un réseau électrique, centrales électriques Renewstable® multi-mégawatts produisant une électricité non polluante, non intermittente, 24h sur 24.

CP
Lien principal : www.hdf-energy.com/

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Seb

La question de la rentabilité peut se calculer de deux façons :
– le système est il moins cher que le système actuel, à base de diesel ? visiblement la réponse est oui.
– le système est il moins cher qu’une solution basée sur d’autre technologies que l’hydrogène, en particulier dans le cas présent un stockage à batteries ? Là la réponse me semble nettement plus réservée…
90 M€ pour 140 MWh, ça fait 640 € le kWh, et pour référence Renault vend les batteries de ses voitures à 225 € / kWh…
Si on ajoute à ça le rendement déplorable du vecteur hydrogène amenant à perdre les deux tiers de l’électricité dans l’électrolyseur et dans la pile à combustible (donc en gros avec une solution batterie, et en considérant la part de consommation sans stockage on pourrait offrir le même service avec moitié moins de panneaux solaires), ca amène à tempérer un peu l’enthousiasme !

Sam

C’est dommage, ça, tous ces spécialistes qui ont bossé dessus alors que c’est justement leur métier, ces banquiers et investisseurs qui ont sûrement signé les yeux fermés (on les connaît, ils font ça tout le temps), ils auraient dû vous demander avant, ça aurait été plus simple…

Bon d’accord je suis sarcastique, mais votre calcul doit un peu trop simplifier les choses, non ? Par exemple, les 90 milions ne représentent pas seulement le prix des batteries mais aussi des panneaux photovoltaïques et j’imagine quelques autres équipements dont je n’ai aucune idée (je n’y connais rien), et le tavail de recherche/développement derrière tout ça.

Je suis bien d’accord qu’il ne faut pas s’emballer trop vite devant ce genre d’annonces, mais jugeons-les sur les résultats et non sur un article qui ne donne que peu d’informations…

Cordialement

Seb

Sam,
la question de la rentabilité de l’hydrogène, en particulier pour le stockage stationnaire a été très largement débattue. Aujourd’hui, en l’état actuel des techniques le match est joué, et il l’est en faveur du stockage par batteries qui coute (beaucoup) moins cher, et offre des services que n’offre pas l’hydrogène (variation de puissance très rapide, parce que l’idéal pour un réseau électrique ce n’est pas une puissance fixe et garantie, mais une puissance variable et pilotable…).
Il existe de part le monde des centaines (probablement de milliers) de grosses batteries reliées au réseau. La plus connue est celle fournie par Tesla à Neoen (des français) en Australie du sud ( https://trustmyscience.com/systeme-de-batterie-tesla-australie-fiable/ ). Elles ont été choisies par des spécialistes, des banquiers et des investisseurs, souvent sans aide d’états.
Actuellement l’hydrogène fait l’objet d’un fort lobbying, de la part d’industriels du secteur (Air liquide, Areva, constructeurs de PAC…) qui le vendent comme le “vecteur de la révolution énergétique”, mais oublient de dire que faire de l’hydrogène avec de l’électricité, le compresser pour le stocker, puis en refaire de l’électricité par l’intermédiaire d’une pile à combustible amène à perdre 70% de l’énergie dans le processus, quand une batterie et ses onduleurs vont perdre autours de 10% seulement.
Nous n’avons que peu d’informations sur ce projet (en particulier le prix d’achat du kWh), et j’ai donné mon avis, sur la base de ce que je connais de ce type de projets.
Pour aller au bout de mon opinion, la gestion par EDF des Zones non interconnectés me semble être réalisée pour mettre des battons dans les roues des énergies renouvelables (solaire et éolien), en fixant une proportion maximum d’énergie “intermitente” injectée. Ce seuil est appliqué à toute nouvelle centrale intermitente, et si le seuil est dépassé à un instant T, la centrale est débranchée, en commençant par la dernière installée. Ce seuil a été fixé de façon assez arbitraire à 50%, et EDF traine les pieds pour le relever, alors que l’équilibre offre demande a toujours été assuré.
Face à ce problème deux solutions :
– 1 : solution choisie sur les iles françaises : demander aux nouvelles centrales d’avoir un dispositif de stockage permettant de garantir une production lissée (voir appels d’offres solaire + stockage en ZNI), ça marche, mais ça augmente beaucoup le prix des projets, et ça nécessite d’installer beaucoup de stockage. Ce projet s’inscrit dans cette logique.
– 2 : Mettre en place des stockages réseau à même de garantir l’équilibre offre demande. Pas besoin de stocker longtemps, juste de faire tampon, et de permettre de monter en puissance les diesels en cas de manque d’Enr. Ca permettrait de relever nettement la proportion d’énergies renouvelables intermitente injectable, en utilisant beaucoup moins de ressources mais en les mutualisant. C’est ce qui se fait ailleurs… ( voir par exemple le principe des centrales virtuelles, ou encore les batteries rémunérées pour des services réseau comme celle de Neoen en Australie).

Sam

Ouhlà, merci pour votre réponse, au moins là c’est complet !
Sam

Tilleul

100% d’accord avec Seb… On est sur un besoin de stockage qui est créé de toute pièce par les règles administratives d’EDF SEI. Le pire étant que le lissage demandé par EDF SEI augmente les quantités de fioul lourd consommées (et subventionnées par la facture d’électricité des métropolitains) puisqu’en pratique les règles demandent à ce qu’on stocke l’électricité au moment où les climatisations tournent à plein régime.

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