Le blog Energie

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Iberdrola Renovables veut tenter sa chance dans l'appel d'offre de l'éolien offshore français

Par Raymond Bonnaterrele 29 juin 2011 | (0) Commentaires | Permalink

  Le business éolien en Espagne (restrictions budgétaires) et aux USA (concurrence du gaz naturel) s'est fortement rétréci ce qui se répercute sur les prévisions économiques d'Iberdrola Renovables. L'opérateur éolien espagnol traditionnellement présent sur ces deux marchés, après 1,78 GW installés en 2010, prévoit 1,45 GW en 2011 et imagine quelque chose autour de 0,75 GW dont 0,35 GW aux U.S.A. en 2012. La pente n'est pas bonne. Pour préparer l'avenir cette entreprise va tenter sa chance dans l'appel d'offre pour l'offshore français en proposant l'éolienne M5000 d'AREVA pour les deux zones (Saint-Brieuc et Sant-Nazaire) non convoitées par l'alliance GDF-AREVA-VINCI qui concernent les trois autres zones. Les sélections des divers opérateurs devraient débuter en Juillet 2011 pour allouer une première tranche globale de 3GW d'éoliennes sur cinq parc éoliens au large des côtes françaises. Ce sont bien sûr les consommateurs d'électricité français qui seront sollicités pour payer la facture au travers de la Contribution au Service Public qui figure au dos de votre facture EDF.

 L'éolienne de 5 MW, M5000 développée initialement par l'allemande Multibrid depuis absorbée par AREVA, est un produit traditionnel déjà commandé en 120 exemplaires dans divers champs offshore de l'Europe du Nord.

LIRE le communiqué d'AREVA sur le sujet et la documentation sur l'éolienne M5000.

Le Japon imagine un doublement de ses productions électronucléaires entre 2007 et 2030

Par Raymond Bonnaterrele 20 juin 2011 | (21) Commentaires | Permalink

 L'équation énergétique japonaise, dans un pays isolé, privé de ressources fossiles et traumatisé par le dernier tsunami et ses conséquences apparaît être d'une grande complexité, balancée entre la crainte nucléaire et la volonté d'indépendance énergétique et de bonne santé économique. Les premiers éléments de réflexion qui paraissent sur ce sujet après le tsunami, semblent montrer une volonté affirmée du Japon de baser son avenir énergétique sur un couplage des énergies renouvelables au nucléaire, seule voie pour lui assurer pour la partie électrique, une large part d'autosuffisance énergétique (70%) dans un contexte géostratégique incertain. L'Institute of Energy Economics (IEEJ) publie les résultats d'une étude qui au-delà des problèmes à court-terme, baserait l'avenir énergétique du Japon à l'horizon 2030 sur la maîtrise des consommations, une forte baisse de l'utilisation des énergies fossiles, un développement du nucléaire et des énergies renouvelables.

L'exemple de la génération d'électricité illustre parfaitement ces objectifs (FIG. et TAB.) avec:

- une génération d'énergie stable, passant de 1024 TWh en 2007 à 1020 TWh en 2030,

- une production des centrales à flamme en baisse de 60% sur la période,

- un doublement des productions électronucléaires par fiabilisation et modernisation des installations existantes et la constructions de 14 nouvelles unités pour plus de 19 GW,

- un fort accroissement des énergies renouvelables globalement multiplié par 2,6 par rapport à 2007 avec un accent tout particulier sur le solaire, l'éolien et la géothermie. Certains chiffres sont impressionnants comme les 12 millions de maisons qui devront être équipées de modules solaires en 2030 ou le triplement des installations géothermiques (1,65 GW en 2030).

 Cet exemple japonais montre bien que pour les pays privés de ressources fossiles et désirant ne pas dépendre pieds et poings liés de leurs fournisseurs d'énergie fossile et de leurs tarifs, la voie nucléaire est incontournable malgré de fortes économies programmées dans les consommations. Le cas de la France est assez proche de celui du Japon (à l'insularité près) et à fait le choix de solutions du même type. L'Allemagne pour des raisons de politique intérieure, fait semblant de tourner le dos au nucléaire mais va dépendre largement de ses ressources en lignite et des fournitures de gaz de son voisin la Russie, situation peu favorable dans le concert écologique et politique des nations.

 L'insularité du Japon, la présence de deux gros voisins (Chine, Russie) aux avenirs politiques incertains sont des arguments forts pour justifier un choix clair d'indépendance énergétique de ce pays qui veut de toute évidence rester un acteur économique puissant dans le monde. Cet exemple est instructif et change des boniments de foire écologiques ressassés en boucle par les médias français.

LIRE les résultats de l'étude du IEE japonais.

Le 20 Juin 2011

 

Allemagne: Siemens imagine des électrolyseurs de plusieurs centaines de GW pour stocker des TWh

Par Raymond Bonnaterrele 14 juin 2011 | (18) Commentaires | Permalink

 Devant le programme allemand de développement des énergies intermittentes, devant l'incapacité de ce pays à mettre en place dans les temps un réseau électrique à la hauteur de l'instabilité attendue, Siemens affirme que seul l'Hydrogène produit par électrolyse est capable de répondre au cahier des charges d'une puissance de stockage très flexible de plusieurs centaines de GW de puissance à terme et du TWh d'énergie stockable. Cet hydrogène pourrait être à la demande injecté dans le réseau de gaz à hauteur de 5 à 10% ou transformé en méthane en réagissant avec du CO2. Le mélange de gaz stocké comme tout gaz naturel, alimenterait à la demande des génératrices au gaz à cycle combiné avec un rendement supérieur à 60%.

 Pour ne pas trop perdre d'énergie les technologues allemands imaginent des électrolyseurs à membranes (PEM) fonctionnant vers 2W par cm2 d'électrode, soit vers 2,1V de tension d'électrolyse sous une densité de courant voisine d'un Ampère (FIG.II). Ils affirment pouvoir produire directement de l'hydrogène sous pression sans apport d'énergie supplémentaire si nécessaire.

 Le rendement du cycle électrolyse-génération dans une centrale à gaz serait donc de l'ordre de:

1,48V/2,1V x 61% = 43%

hors pertes diverses annexes de process (préparation des électrolytes, circulation, lavages, séchage, etc.).

 Siemens imagine que pour l'installation de 500 MW par an de puissance de stockage il faudrait donc assembler 25 000 m2 de cellule d'électrolyse par an sur des équipements automatisés.

Cette démarche va tout à fait dans le sens de la stratégie de Siemens axée sur les turbines à gaz à cycle combiné qui seraient alimentées par du gaz naturel importé, par du gaz non conventionnel produit localement, marginalement par du biogaz local et pourquoi pas par de l'hydrogène "vert".

Tout cela va coûter fort cher en investissements...mais l’État allemand est riche et fera payer les consommateurs.

CONSULTER une présentation de Siemens sur le sujet et LIRE la dernière annonce montrant le caractère politiquement actuel de sa proposition.

Le 14 Juin 2011

Actualisation: outre les projets de Enertrag énoncés dans les commentaires ci-joints, il faut noter la décision d'E-On de développer un électrolyseur pilote pour 2013 qui serait capable de produire 360 m3 d'hydrogène à l'heure.

Enrichir le gaz russe avec du biogaz local et 5 à 15% d'hydrogène provenant d'électrolyseurs associés aux parcs d'éoliennes semble être une voie privilégiée par l'industrie et les dirigeants allemands pour générer de la puissance électrique en secours des sources intermitentes éoliennes ou solaires. It's a long way to go.

LIRE le communiqué d'E-On

Le 13 Novembre 2011

Le futur plan électrique allemand: des éoliennes, des centrales au gaz et un réseau électrique renforcé

Par Raymond Bonnaterrele 2 juin 2011 | (14) Commentaires | Permalink

 La décennie future du plan électrique allemand intéresse l'ensemble des citoyens européens dont l'approvisionnement en électricité, en quantité et en qualité, dépendra en partie des choix et des investissements qui seront réalisés par le pays leader économique européen. Il faut être optimiste sur l'aptitude de l'Allemagne à résoudre ses contradictions énergétiques parce qu'elle est très riche, elle possède les meilleurs industriels mondiaux dans le domaine de l'énergie (Siemens, E-On, ...) et possède l'art de planifier efficacement les actions après concertation.

 Au gré des lectures il apparaît que tout naturellement le futur réseau électrique allemand va reposer sur trois composantes essentielles:

-un parc éolien offshore de grande ampleur en Mer du Nord et Mer Baltique. Siemens, AREVA-MULTIBRID, ENERCON, NORDEX, possèdent des carnets de commandes allemands qui vont jusqu'en 2014-2015 et qui dépassent à eux tous le GW de puissance installée. Le développement de grandes éoliennes de plus de 5MW se concrétisera par de nouvelles commandes encore plus imposantes de parcs éoliens offshore germaniques. Pour la Chancelière, un objectif "de 35% d'énergies renouvelables à l'horizon 2020 contre 17% l'an dernier" semble être réaliste*.

*Remarque: il faut faire confiance à la Chancelière pour ses 17% en sachant que la somme de l'hydraulique et des autres énergies renouvelables représentaient en 2010 un total de 68,6 TWh pour une génération totale de 586 TWh (IEA).

-un réseau électrique renforcé pour amener la puissance électrique du Nord du pays vers les Länder du Sud et la Suisse où se trouvent les industries stratégiques (Daimler, BMW, Siemens, ABB,...). Il est question d'investir dans les 10 milliards d'euros pour ajouter 3600 kilomètres de câbles de plus au réseau allemand à l'horizon 2020.

-un large parc de centrales au gaz à cycle combiné qui apporteront la souplesse indispensable au réseau pour qu'il puisse supporter un large taux de ressources intermittentes. Nous avons besoins de 10 GW de centrales au gaz, dans les cas où le vent ne souffle pas a déclaré Michael Geissler, CEO de la Berlin Energy Agency. Ce sera probablement plus compte tenu des ambitions allemandes dans le renouvelable.

 Malgré la facture qui s'annonce salée par le foisonnement des solutions, il est peu probable, contrairement à ce qui peut se dire dans les Cafés du Commerce hexagonaux, que les dirigeants allemands puissent confier un jour à la France la mission d'approvisionner de façon notable leur pays en énergie électrique. Par contre, notre voisin pourra interrompre provisoirement ses exportations qui viennent nous dépanner aux heures de pointes.

LIRE les articles sur ces sujets reportés par Bloomberg. Sur le réseau électrique allemand. Sur les sources d'énergies.

Le 2 Juin 2011

CSPE 2020: la facture électrique des énergies renouvelables ne sera pas "doucette"

Par Raymond Bonnaterrele 30 mai 2011 | (11) Commentaires | Permalink

 Philippe de Ladoucette, le président de la CRE (Commission de Régulation de l'Energie), a été auditionné le 24 Mai dernier devant les Commissions réunies des affaires économiques et du développement durable et de l’aménagement du territoire de l’Assemblée nationale, pour faire le point sur l'évolution prévisible d'ici à 2020 de la facture électrique des énergies renouvelables.

Les hypothèses retenues lors de cet exposé ont été les suivantes:

- La loi Grenelle I prévoit que la part d’ENR dans la consommation finale d’énergie doit atteindre 23% en 2020. Dans le plan d'action national en faveur des énergies renouvelables transmis à la Commission européenne en 2010, le gouvernement indique que l’atteinte de cet objectif se traduit par une part d’ENR dans le secteur de l’électricité de 27 %. Elle était de 15,5% en 2010.

- Ceci conduit à une évolution de la puissance éolienne installée de 5 800 MW en 2010 à 19 000 MW en 2020

- Celle du photovoltaïque, en retenant une croissance règlementairement limitée à 500 MW par an pourrait  passer de 900 MW à 7 000 MW en 2020.

- Le prix moyen du MWh issu des ENR a atteint 82 euros en 2010, dont un hallucinant 537 euros/MWh pour le photovoltaïque, pour un prix de gros de l'électricité de 47,5 euros/MWh. La différence de prix, pondérée des productions des ENR, se retrouve dans la facture du consommateur sous la rubrique CSPE (voir au dos de votre facture EDF).

-En 2011 la production des ENR "soutenues" devrait atteindre 26 TWh soit 4,5% de l'énergie électrique totale, ce qui représentera une charge de 1,6 milliards d'euros pour le consommateur.

-En 2020, sur la base d'une hypothèse de croissance du prix de gros de l'électricité de 4% par an (inflation + 2%) cette charge supplémentaire devrait atteindre 6,7 milliards d'euros (FIG.). Avec trois postes essentiels de 2,5 mrds pour l'éolien offshore, de 2,3 mrds pour le photovoltaïque et de 1,1 mrd pour la biomasse. Ce montant total est à comparer aux 1360 milliards théoriques de consommation des ménages en 2020, déduits des données du PIB 2010 avec une inflation de 2% par an.

 Ce calcul prévisionnel de la CRE montre tout simplement que notre pays ne pourra pas s'offrir la participation des énergies renouvelables dont les tarifs resteront trop éloignés du prix de gros de l'électricité, sous peine d'assister à des phénomènes de remise en cause des volumes au gré des puissantes contraintes économiques auxquelles il va devoir faire face. Le photovoltaïque et l'éolien offshore sont des options qui ne sont pas économiquement soutenables en larges quantités aux tarifs actuels pratiqués ou imaginés. Il manque dans les divers plans élaborés, un impérieux volet de plan pluriannuel de réduction des coûts et donc des tarifs pour chacune des technologies.

ACCÉDER aux chiffres présentés par de Ladoucette et à son exposé.

Le 30 Mai 2011

EPRI: le stockage d'énergie à la rescousse des réseaux électriques américains

Par Raymond Bonnaterrele 22 mai 2011 | (4) Commentaires | Permalink

 L'Electric Power Research Institute américain (EPRI) vient de publier une étude sur les divers modes de stockage d'énergie disponibles ou en développement et dédiés à la rescousse des réseaux électriques américains de plus en plus fragilisés par la part croissante des énergies alternatives non polluantes. Ce papier est essentiellement axé sur les marchés accessibles en fonction des coûts du MW et du MWh de chacune des solutions possibles.

Pour satisfaire à de nombreuses contraintes les besoins de back-up des réseaux vont aller en croissant. Ceci va du simple secours domestique, en passant par le maintien local de la fréquence et de la puissance réactive, à l'aide à l'intégration au réseau des parcs éoliens et photovoltaïques, à l'écrêtement des pointes de puissance appelées (peak shaving) ou produites en excès par les éoliennes la nuit (Time-of-Use), à l'arbitrage de large quantité d'énergie (load leveling) en jouant sur de lucratifs différentiels de prix.

 

 L'EPRI rappelle que dans le monde, le pompage hydraulique avec 127 GWe de puissance installée représente 99% du total des stockages (FIG.I). Il compte pour 40 GWe aux États-Unis et l'installation de 4GWe de puissance supplémentaire est en cours. Le pour-cent restant des systèmes de secours est assuré par deux unités de stockage d'air comprimé (0,44GW) et par des batteries, essentiellement au Sodium-Soufre, et quelques volants à inertie.

 Une segmentation simple du marché basé sur les énergies et les autonomies désirées fait apparaître un nombre restreint de solutions viables mentionnées dans la FIG.II.

-Les grandes masses d'énergie et de puissance (Bulk Power Management) qui concernent des centaines de MW ou des GW reposent sur le pompage hydraulique. Un complément reposant sur le stockage d'air comprimé dans des sites sous-terrains pourrait se développer, avec une variante adiabatique qui exploiterait le tiers environ de l'énergie récupérée sous forme thermique lors de la compression et récupérée lors de la détente.

-A l'autre extrême des puissances de quelques dizaines de kW durant quelques secondes pour assurer la qualité du réseau devraient être assurées par les volants à inertie (Flywheels) ou des batteries de supercapacités.

- Entre les deux c'est là qu'est le nouveau marché le plus dynamique, qui a besoin de quelques heures ou de quelques minutes d'autonomie avec une puissance autour du MW ou de quelques dizaines de MW en secours du réseau (absence de vent, passage de nuages, démarrage d'une centrale, etc.) les solutions qui semblent vouloir s'imposer et se partager le marché de façon complémentaire sont à la fois les batteries Sodium-Soufre pour des autonomies de quelques heures et les batteries au Lithium pour des autonomies de quelques minutes.

 L'EPRI voit d'ici à 2012 un doublement des capacités de batteries Sodium-Soufre installées, passant de 1,9 GWh aujourd'hui à 3,6 GWh en 2012. Cette technologie, exclusivité du japonais NGK, dispose d'un immense marché potentiel à satisfaire. Elle est encore injustement délaissée par les grands industriels des batteries. C'est la seule aujourd'hui à savoir stocker de l'énergie à partir d'un vulgaire sulfure de sodium et d'un séparateur à base d'alumine. Mais c'est paradoxalement dans le domaine des batteries au Lithium stationnaires que nombreux voient l'émergence d'un marché important. Les recalés américains des batteries de la traction électrique (A123, Alternano, Enerdel, Ultralife, Johnson Controls, etc.) voient là un marché de substitution moins exigeant et tout aussi florissant. C'est la raison pour laquelle Johnson Controls veut se délier de ses accords avec Saft qui le cantonnent au seul très exigeant marché des batteries de traction sur lequel il se fait tailler des croupières par les concurrents Japonais et Coréens. JC voudrait pour ce marché du secours électrique s'allier avec le japonais Hitachi qui lui aussi a loupé son entrée dans le marché des véhicules électriques. Saft qui avait délégué le marché des EV à son associé, va être bien placée pour répondre à la demande en batteries fixes aux États-Unis au moyen de sa nouvelle unité de production de Jacksonville en cours de construction avec l'aide du DOE.

Constructeurs de batteries européens n'oubliez pas bêtement le Sodium Soufre stationnaire, ce serait dommage!

CONSULTER le travail de l'EPRI sur le sujet.

Le 22 Mai 2011

 

Comment convertir une source d'énergie intermittente en une ressource de base

Par Raymond Bonnaterrele 25 avril 2011 | (22) Commentaires | Permalink

 En ces temps de dénigrement électoralistes des ressources électronucléaires où l'on voit d'anciens chevaux-légers de la droite chiraquienne, candidats virés au vert, surfant sur la vague d'émotion issue des calamités japonaises, il est peut-être opportun de rappeler les contraintes physiques qui pèsent sur la conversion d'une ressource énergétique intermittente en une ressource de base mobilisable 24 heures sur vingt quatre. Bien entendu ce genre de considération n'intéresse quasiment personne puisque les concepts d'éolien et de solaire qui rappellent les vacances en planche à voile constituent à eux seuls un argument pertinent. Remplacer ce truc qui irradie et qui explose (vu à la télé) remplacé par la plage...le pied!

 Et pourtant! Toute ressource énergétique présentant un taux de charge (C = ratio entre le nombre d'heures opérationnelles pondérées à 100% de la puissance nominale sur les 8760 heures annuelles) inférieur à un, doit être dimensionnée en conséquence pour assurer un service continu. Prenons l'exemple plutôt favorable de l'éolien offshore en Mer du Nord. Il est vendu pour assurer l'équivalent de pleine charge 3500 heures par an ce qui conduit à un taux de charge moyen annuel de 3500/8760= 40% (remarque: l'éolien français présente un taux de charge moyen de 22% publie RTE). Tout élève de classe préparatoire aux Grandes Écoles (ancien niveau des classes du Certificat d'Études et du terrible problème des baignoires qui se remplissent et se vident à la fois) vous apprendra que pour convertir cette énergie intermittente en ressource continue il sera nécessaire d'installer au moins une puissance de génération Pi qui sera 1/0,4=2,5 fois supérieure à la puissance P continue désirée.

 Entre la génération et l'utilisation il sera nécessaire d'installer un moyen de stockage en tampon (voila la baignoire) qui stockera l'énergie intermittente non utilisée pour la restituer durant les périodes sans vent ou sans soleil. Bien sûr cette opération stockage-génération présente un rendement électrique global R inférieur à un.

En écrivant que l'énergie stockée annuellement qui est proportionnelle à (Pi-P) x C doit être au moins égale à celle délivrée corrigée du rendement de stockage-génération qui est proportionnelle à P/R x (1-C) on peut établir que la puissance à installer Pi doit être au moins égale ou mieux supérieure au résultat donné par la relation:

Pi >  P  + P (1-C)/RC

Alors pour poursuivre notre exemple on va supposer qu'avec l'énergie éolienne on va produire par électrolyse de l'hydrogène avec une tension d'électrolyse industrielle de 2,5V et que cet hydrogène stocké et comprimé sera utilisé dans une batterie de Piles à Combustible en remplacement des éoliennes défaillantes avec une tension de cellule de 0,9V. On voit que le rendement électrique global du cycle production d'hydrogène, compression, génération sera inférieur à 0,9/2,5= 36% que nous allons choisir forfaitairement à 33% (les deux tiers de l'énergie générée par les éoliennes sont transformés en chaleur dans l'électrolyse et dans la PAC). Le calcul réalisé avec C=0,4 et R=0,33 montre qu'il faudra au moins installer une puissance éolienne 5,5 fois supérieure à la puissance continue désirée et en parallèle d'une unité de stockage génération de puissance nominale.

Remarques: certains comme le Fraunhofer proposent une étape supplémentaire de synthèse de méthane avec l'hydrogène et du CO2 (FIGI). Ce méthane est donc stockable, compatible avec le biogaz allemand et utilisable dans des centrales thermiques à cycle combiné. Avec cette étape chimique supplémentaire le rendement électrique global aurait du mal à excéder les 33%.

  Bien sûr dans ce calcul simple il n'y a aucun stock de sécurité pour assurer la jointure en cas d'absence de vent prolongée.

 A tout individu clamant haut et fort qu'il faut sortir du nucléaire, posez lui une seule question simple: Comment? S'il vous répond vent ou soleil demandez-lui de vous faire un devis.

 Je vous rappelle pour vos calculs que le nucléaire français a généré en 2010 une énergie électrique de 415 TWh (sur un total de 551 TWh produits), ce qui fait une puissance moyenne à remplacer de 415/365/24 = 47 GW avec des pointes d'énergie en hiver pouvant atteindre sur un mois les 44 TWh soit une puissance moyenne de 44/31/24= 59GW.

Le 25 Avril 2011

 

Le danois Vestas annonce une éolienne offshore de 7MW...pour 2015

Par Raymond Bonnaterrele 3 avril 2011 | (3) Commentaires | Permalink

 Dans l'éolien offshore les premières qualités demandées à une éolienne sont sa stabilité bien sûr et surtout sa fiabilité. En effet les dépannages en pleine mer coûtent extrêmement cher dans ce domaine. Ces deux impératifs accompagnent la montée en puissance des produits nécessaire à la réduction des investissements ramenés au Watt installé. Les acteurs européens les plus avancés vers la forte puissance ne sont pas les leaders du Marché, ce sont plutôt les acteurs de second rang qui espèrent gagner des parts de marché en proposant des produits innovants. C'est le cas de l'allemand REpower (Groupe indien Suzlon) qui annonce une évolution de sa turbine de 5MW vers un produit de 6,15MW, c'est le cas de Multibrid, maintenant AREVA qui propose une éolienne de 5MW, c'est aussi ENERCON qui valide un prototype de 7,5 MW ou ENOVA qui développe un prototype de 10 MW en Norvège (TAB.).

 Les leaders du marché de l'éolien avancent prudemment vers la forte puissance en axant pour des questions de fiabilité, leurs développement sur des produits sans réducteur mécanique, source de bien des ennuis, et en optant pour la technologie direct-drive utilisant un générateur à aimants permanents. C'est le cas de Siemens qui fait savoir qu'il va bientôt disposer d'une éolienne de 6 MW. Elle pourrait être assemblée en Grande-Bretagne. GE annonce une turbine de 4,1 MW dont un prototype devrait être installé durant ce trimestre en Suède. Enfin, Vestas vient nous parler d'un produit de 7MW mais qui pour l'instant n'est pas encore défini et pourrait faire l'objet d'un proto vers fin 2012 pour une disponibilité en 2015. En clair Vestas est encore assez loin du but.

LIRE l'annonce de Vestas.

Les projets de Siemens dans le domaine.

Les projets de GE en Suède.

Le 3 Avril 2011

 

 

Europe: puissance éolienne installée et énergie générée deux concepts dans le vent

Par Raymond Bonnaterrele 6 mars 2011 | (1) Commentaires | Permalink

 Tout le monde sait maintenant que de comparer des puissances installées d'éoliennes et de centrales à flammes où nucléaires n'a que bien peu de sens, puisque la génération d'énergie de la première dépend des conditions météorologiques locales. Ceci n'empêche pas les lobbies éoliens de parler toujours en termes de puissances avec, il est vrai, maintenant quelques références aux énergies générées. En 2010 pour une puissance éolienne installée de 75 GW en début d'année et de 84 GW en fin d'année dans l'Europe des 27, l'énergie électrique générée par ce parc a atteint selon EurObserv'ER, les 147 TWh. Ceci correspond pour une consommation globale européenne d'électricité autour des 3400 TWh, à 4,3% de cette consommation d'électricité. A partir d'une puissance moyenne du parc estimée de 79,7 GW, obtenue en faisant la moyenne entre les puissances de début et de fin d'année, il est possible d'estimer un taux de charge moyen de ce parc européen de 21%. Valeur proche de celle du parc français.

Remarque: l'EWEA affirme dans son rapport 2011, à la suite d'un calcul savant d'une fumeuse "Normal Wind Production", que la contribution de l'énergie électrique éolienne en Europe est de 5,3% (dernière page du rapport). C'est bien sûr, cette valeur officielle erronée qui va être retenue dans moult publications. Ceci représenterait 180TWh d'énergie électrique générée, soit une énergie bien au-delà de ce qu'ont produit éolien, solaire, géothermie et autres biomasses réunis en Europe. L'EWEA n'est, semble-t-il, toujours pas très à l'aise avec les TWh.

 Il est intéressant à partir des puissances moyennes installées et de l'énergie éolienne produite par pays de comparer les taux de charge (TAB. et FIG.). Ils sont très dispersés en Europe puisqu'ils ont varié en 2010 entre 29% pour l'Irlande à moins de 16% pour l'Allemagne. L'Allemagne avec le premier parc éolien européen installé, n'est que le deuxième producteur d'électricité d'origine éolienne derrière l'Espagne avec respectivement 36,5 et 43 TWh générés. Ces chiffres permettent de comprendre pourquoi l'Allemagne pousse les feux vers l'éolien offshore qui devrait permettre en Mer du Nord d'atteindre pour ces nouvelles installations des taux de charge voisins de 40% (3500 heures/an).

 En conclusion, même dans l'éolien un MW en Bavière ne vaut pas un MW en Irlande. Faudrait-il comme dans les monnaies, préciser la nationalité de l'unité et établir des tables d'équivalences?

Consulter le papier d'EurObserv'ER et celui de l'EWEA.

Le 6 Mars 2011.

Basses eaux dans l'éolien américain

Par Raymond Bonnaterrele 26 janvier 2011 | (1) Commentaires | Permalink

 Une politique d'aide fédérale incertaine, un gaz naturel de plus en plus abondant et donc de moins en moins cher, les séquelles d'une énorme crise financière qui ont rendu prudents les investisseurs, des prix de ventes du MWh aux Sociétés distributrices qui atteignent péniblement la fourchette des 50 - 60 dollars le MWh, un réseau inadapté au transport de l'électricité sur longues distances, rien n'était favorable à faire de l'éolien américain en 2010 une année favorable. Mais malgré tout quel plongeon enregistré, avec un niveau de raccordement au réseau qui a légèrement dépassé les 5GW grâce à un dernier trimestre acceptable (FIG.).

 En cumulé les États-Unis disposent de 40 GW d'éoliennes raccordées au réseau. A lui seul le Texas avec plus de 10GW possède le quart de cette puissance et produit ainsi 7,8% de son énergie électrique.

 Pour relancer la machine il va falloir que les Siemens, les Suzlon, les Vestas, les Mitsubishi, les Gamesa ou Acciona et autres Nordex, tous challengeurs de GE Energy le leader du marché, alignent des politiques très agressives sur les prix et les financements. Il n'est pas sûr que ce business américain soit à terme très rentable pour les industriels de l'éolien mondial. Quand la mer recule on voit ceux qui nageaient à poil...

LIRE le rapport de l'AWEA.

Le 26 Janvier 2011