EDF développe l'éolien offshore mais à l'étranger - L'EnerGeek

EDF développe l’éolien offshore mais à l’étranger

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Alors que l’éolien offshore a encore un peu de mal à se développer sur les côtes françaises, EDF a trouvé d’autres terrains d’expérimentations pour développer une technologie de plus en plus compétitive. Bien décidé à s’afficher comme un des leaders du marché mondial de l’éolien offshore, l’électricien français se développe dans plusieurs pays, notamment la Grande-Bretagne, mais il rêve aussi d’horizons plus lointains comme les Etats-Unis et la Chine. Et pour s’implanter sur ses marchés au fort potentiel, EDF innove en ce moment même sur le site anglais de Newcastle pour mettre au point une version améliorée de ses éoliennes offshore.

EDF parie sur l’éolien offshore anglais

EDF l’a bien compris : l’éolien offshore est en train de connaître un développement à côté duquel il ne faut pas passer. En 2016, les investissements dans ce secteur des énergies vertes ont représenté pas moins de 30 milliards de dollars, soit une hausse de 40% par rapport à l’année 2015. Sur cette enveloppe des investissements mondiaux, l’essentiel de la somme (25,8 milliards) concernaient des investissements en Europe. La progression vertigineuse des investissements démontre bien que l’éolien offshore connaît en ce moment un dynamisme très fort au sein de la famille des énergies renouvelables. Et c’est en premier lieu vers la Grande-Bretagne que les investissements européens sont dirigés.

Parmi les appels d’offres lancés par le Crown Estate (agence britannique de la gestion des eaux nationales), EDF a déjà remporté la gestion du parc de Blyth (nord-est de l’Angleterre), de Hornsea (est de l’Angleterre) et de Moray (Ecosse). Si les deux derniers parcs éoliens offshore ont été remportés par EDF en septembre 2017 seulement, le parc de Blyth lui est déjà installé depuis le 5 octobre dernier et il devrait entrer en production mi-octobre. C’est actuellement le projet d’éolien offshore le plus ambitieux mené par EDF qui a déployé cinq turbines de son tout nouveau modèle. Selon EDF : « Les turbines MHI Vestas de 8,3 MW sont les plus puissantes utilisées sur un parc éolien en mer ». Avec une puissance totale installée de 41,5 MW, le parc éolien de Blyth pourra alimenter 34 000 foyers britanniques. Et si la puissance inédite des turbines est un élément crucial dans sa stratégie de développement de l’éolien, EDF ne compte pas s’arrêter là.

Newcastle : un vivier d’innovations

EDF l’a bien compris : le développement de l’éolien offshore devra passer par une augmentation de la puissance de production installée ainsi que par une baisse des coûts d’installation des parcs éoliens. Actuellement, l’installation des éoliennes pèse lourdement dans les comptes d’exploitation des parcs éoliens car il faut avoir recours à un navire auto-élévateur muni d’une grue gigantesque pour hisser et poser les éoliennes sur leurs fondations.

Pour résoudre les différents problèmes inhérents à l’installation d’un parc éolien en mer, EDF a décidé d’utiliser le parc expérimental de Newcastle pour tester la viabilité de plusieurs innovations. Les ingénieurs de l’électricien français ont ainsi planché sur un nouveau modèle de fondation pour les éoliennes marines et ils ont mis au point des fondations gravitaires qui devront faciliter le déploiement des éoliennes et donc abaisser les coûts d’installation. Les fondations gravitaires utilisent une nouvelle technique de flottaison et submersion : elles sont transportées par flottaison jusqu’au site d’installation des éoliennes. Là, il suffit d’immerger et de les lester avec plusieurs tonnes de sable.

Autre innovation : EDF a mis au point de nouveaux câbles de raccordement offrant une tension deux fois supérieure à la tension habituelle. Avec une tension de 66 kV, c’est la première fois que de tels câbles sont utilisés pour le raccordement d’un parc éolien maritime. Sur 11 km, ils relient directement les éoliennes au poste électrique situé sur la côté. Grâce à ce câblage innovant, le transport de l’électricité ne nécessite plus de transformer le courant basse tension en courant haute tension, ce qui représente là encore une économie dans le cycle de production de l’énergie.

L’éolien offshore sur le marché international, les aléas du marché français

Si EDF souhaite asseoir sa position en Europe en poursuivant son développement en Grande-Bretagne, en Allemagne et en Belgique, l’entreprise vise aussi l’international. La Chine est un marché particulièrement attractif du fait de ses investissements massifs dans les énergies renouvelables. Le pays est actuellement très intéressé par le développement de l’éolien offshore, notamment pour sa côté sud où se trouve les plus grandes villes. Le pays a déjà lancé plusieurs projets dans ce sens, et a inauguré début octobre 2017 un parc éolien d’une capacité de 300 MW : le premier jalon d’une nouvelle phase de développement de l’électricité verte en Chine.

Paradoxalement c’est sur le territoire français qu’EDF rencontre le plus difficultés. Bien que l’entreprise ait remporté quatre appels d’offre pour des parcs éoliens offshore, elle fait face à plusieurs recours lancés contre elle. Mi-octobre, la Cour d’Appel de Nantes a rejeté le recours lancé contre EDF et les autres dossiers ne devraient pas non plus empêcher l’électricien de lancer ses projets. Toutefois les actions en justice impactent le calendrier des travaux. En l’état actuel des choses, EDF n’espère pas faire entrer ses futurs parcs éoliens offshore en service avant l’horizon 2022.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Pour rester dans la thermodynamique mais pour le stockage thermique à 50 euros le MWh :

    Airthium :

    http://www.airthium.com/

    Stockage d’énergie solaire et éolienne sur site 24h/24 et 7j/7 sous forme thermique (500°C) dans des matériaux bon marché grâce à des modules thermodynamiques à l’échelle du MW au GW. La pompe à chaleur devient moteur thermique pour convertir la chaleur en électricité lorsqu’elle est nécessaire.

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    Prix : 0,05 €/kWh LCOS pour les unités > 1MW (50 euros le MWh)

    Répondre
  • De plus, le KWh de l’éolien offshore s’établirait à environ 225 euros. À ce prix là, mieux vaut s’en passer.

    Répondre
    • C’est plus compliqué. A chaque fois qu’il y a une transition énergétique (charbon au gaz, au nucléaire etc), la plupart des pays ont investi des sommes très élevées qu’ils ne l’auraient pas été au seul regard des prix du moment. Derrière tout cela il y avait une politique de filières, d’emplois, d’adaptation à la concurrence, de marchés externes, d’acquisition de savoir-faire technologique et de retombées dans le tissu industriel (PME, sous-traitance), d’indépendance au plan technique etc.

      Nous n’aurions ainsi jamais fait le nucléaire en France au seul vu des prix de départ et pourtant cette filière a été rentable à un moment donné.

      Le gaz a demandé des sites d’approvisionnement, des réseaux, des stockage etc, ce n’était pas non plus rentable initialement en plus il fallait soutenir le secteur du charbon, ses emplois qui disparaissaient, les villes minières touchées etc

      Il y a des analyses bien faites, entre autres de la Toulouse School of Economics, sur ces sujets et l’historique des transitions.

      Les secteurs d’infrastructures coûtent toujours cher au départ mais les retombées sont souvent positives ensuite.

      Dans le cas français de l’offshore, il y a certainement un coût de départ trop élevé par rapport aux prix que l’on peut atteindre ailleurs.

      Mais comme votre article plus bas le rappelle il fallait soutenir des filières et entreprises françaises, emplois et retombées nationales comme à l’export.

      Le sujet de fond est donc :

      – fallait-il ne rien investir dans cette filière, perdre tous les savoir-faire, entreprises et emplois et acheter par la suite des technologies chinoises, indiennes etc en étant dépendants

      – ou investir malgré tout.

      Ma réponse est qu’il aurait fallu investir à prix plus bas et ne pas viser trop vite l’ensemble du marché national offshore en attendant des techniques plus avancées qui arrivent.

      Mais commencer malgré tout à se lancer sur cette filière car si vous voulez en faire à l’extérieur et avoir des savoir-faire et emplois en France il faut aussi en faire chez nous (à moins d’imaginer faire tout fabriquer dans un pays étranger, perdre les emplois et importer ensuite chez nous. Cà se fait déjà souvent mais ce serait sans doute rapidement très mal vu dans un secteur aussi stratégique et national que celui de l’énergie où tout le monde participe)

      La meilleure voie n’est donc pas dans une direction « tout ou rien » mais dans la direction optimale entre les 2, intégrant tous les paramètres qui ne sont pas seulement les coûts actuels.

      C’est aux intervenants de calculer et de faire chaque fois les meilleurs choix et d’avancer ainsi au fil du temps. C’est la meilleure façon de faire une transition comme le rappelle la Toulouse School of Economics qui démontre qu’historiquement les bilans ont généralement été favorables et je partage également cette approche, notamment dans l’amélioration du réseau, qui coûte mais apporte des bénéfices considérables sur la durée (plus de 500 TWh d’économie d’électricité sur le réseau de l’Union européenne comme l’opérateur européen le confirme, çà coûte cher mais le bilan sera assez rapidement et durablement positif).

      L’offshore en France doit donc trouver une voie économique optimale (qui n’est pas extrême « tout ou rien ») d’autant qu’il est complémentaire à l’éolien flottant qui a plus de potentiel mondial comme de baisse des prix mais l’offshore est généralement plus près des consommateurs.

      J’ai une préférence pour l’éolien flottant hybride qui a une plus grande capacité et les éoliennes de plus grande capacité (on vise à court terme 15 puis 20 MW et 50 MW ensuite).

      Les éoliennes offshore hybrides sont pertinentes sur certains sites avec un facteur de charge élevé et un potentiel de production plus important à terme qu’avec les quelques 13 MW de capacités totales actuelles par turbine hybride :

      http://www.floatingpowerplant.com/

      Pour exemple aussi, le bilan complet de l’éolien danois, pays qui faisait pourtant parti des pionniers, est très positif en terme de retombées globales et çà n’avait rien d’évident au départ il y a quelques 30 ans. Mais il est vrai qu’une transition énergétique c’est généralement long et lourd.

      Répondre
  • Le problème des énergies aléatoires c’est qu’au motif d’encourager le développement des filières innovantes, on pérennise des rentes de situations; (contrats de 25 ans indexés sur la MO des industries mécaniques et électriques + rémunération des kWh non produits si déconnexion du réseau au delà des 30% d’injection). L’autre problème c’est que cette rente est à charge unique du consommateur domestique ou PME, les grands industriels en étant exemptés. En Allemagne 25 Mds €, en France, 8 Mds Euros via environ 75 % de la CSPE ( 69% métropole et 5% ZNI).
    Cet état de fait ne pose-t-il pas la question de savoir qui doit prendre en charge les coûts et les risques industriels de ces filières, notamment les grandes entreprises qui, de plus, peuvent bénéficier des retombées économiques lors de la généralisation des installations les plus performantes.
    Enfin, ce qui agace les écolos bobos, c’est que ce soit EDF qui ait remporté les appels d’offre sur les côtes françaises. D’où la multitude des recours initiés par des associations écologistes contre des installations par définition écologiques.

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