Danemark : bientôt une île artificielle au centre d'un parc éolien en mer géant - L'EnerGeek

Danemark : bientôt une île artificielle au centre d’un parc éolien en mer géant

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Ce lundi 15 février 2021, l’Agence de l’Energie du Danemark a validé la construction d’une immense île artificielle, située à l’Ouest des côtes du pays, destinée à récolter, stocker et distribuer l’électricité produite par un parc éolien en mer géant, d’une puissance de 3 GW à sa mise en service en 2023, mais pouvant atteindre à terme 10 GW. Cette infrastructure est destinée à alimenter des foyers en électricité, mais aussi à produire de l’hydrogène vert pour le secteur du transport.

L’Agence de l’Energie du Danemark confirme la construction d’une île artificielle au cœur d’un parc éolien en mer

Un peu plus d’un mois après avoir annoncé qu’il renonçait à rechercher du pétrole et du gaz naturel dans la mer du Nord et qu’il arrêterait ses exploitations d’énergies fossiles en 2050, le Danemark a confirmé la mise en chantier d’un pan crucial de sa transition énergétique.

L’Agence de l’Energie du Danemark a ainsi validé, ce15 février 2021, la construction d’un île artificielle, de la taille de 18 terrains de football, et d’un parc d’éolien en mer à 80 kilomètres au large de la côte Ouest du pays.

A sa mise en service, programmée au début des années 2030, le parc éolien disposera de 200 éoliennes géantes, pour une puissance installée de 3 GW. A terme, le nombre d’éoliennes pourrait grimper à 600, et la puissance installée à 10 GW.

L’île artificielle servira à collecter l’électricité produite par les éoliennes environnantes, et à la distribuer à terre, mais elle sera aussi équipée de batteries permettant de stocker l’énergie, et de répondre à l’intermittence de l’électricité éolienne – même si les vents sont à la fois plus forts et plus réguliers au large des côtes.

Produire de l’hydrogène vert pour servir de carburant décarboné

Dans un second temps, l’île devrait également accueillir un électrolyseur, permettant de transformer l’électricité en hydrogène sous pression, qui pourrait être acheminé au Danemark et dans les pays voisins via des tubes sous-marins. Cet hydrogène vert, à l’empreinte carbone nulle, pourrait être utilisé, notamment, dans les transports (maritime, aviation, routier), l’industrie ou en alternative au gaz naturel.

Le budget total de ces infrastructures est estimé à près de 30 milliards d’euros, ce qui en ferait le plus grand projet de construction de l’histoire du Danemark. Le pays affiche de hautes ambitions en terme de transition énergétique, en s’étant fixé l’objectif d’une baisse de 70% de ses émissions de gaz à effet de serre en 2030 par rapport aux niveaux de 1990. L’immense potentiel éolien du pays est l’un des piliers de cette ambition. Le pays envisage d’ailleurs la construction d’une seconde île de ce type dans la mer Baltique.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Les vents sont plus forts en mer, mais ils ne sont plus réguliers qu’à court terme. Du fait de l’absence de perturbations dues au relief, ce qui est également vrai le long des côtes, il y a moins de variations en rafales et une meilleure stabilité instantanée. Mais des variations importantes peuvent aussi exister d’un jour à l’autre.

    Le stockage sur batteries est une bonne idée pour lisser la production et mieux l’adapter aux variations de la consommation selon les heures de la journée et entre les jours de la semaine.

    C’est aussi un moyen de mieux valoriser l’électricité éolienne sur le marché de gros en réservant la production excédentaire d’une période donnée pour l’injecter lorsque la demande est forte et les prix élevés. Le même principe commence à s’appliquer dans quelques pays pour le solaire photovoltaïque.

    En Angleterre, pays moins ensoleillé que la France, la centrale photovoltaïque de Clay Hill, entre Oxford et Cambridge, a été construite sans aucune subvention et est en service depuis septembre 2017. Elle dispose d’une capacité de 10 MW de PV et de 6 MW de batteries. Non seulement l’électricité peut être vendue sur le réseau au prix le plus intéressant, mais la centrale participe aux services systèmes : maintien de la tension et de la fréquence, ce qui lui apporte des revenus complémentaires.

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  • Ces projets font rêver, je ne suis plus jeune, mais si c’était la cas j’aimerais bien participer à ce type d’aventure.

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  • Puisque le Danemark est le pays des moulins à vent (pour pomper l’eau des polders) et des éoliennes, faisons une petite digression au sujet du vent et de l’électricité qu’il produit chez nous, ici en France.

    La semaine écoulée, on n’a rien lu de ces “météorologues” spécialistes du froid et du vent, cueilleurs de cerises. Pourtant, il a fait bien froid, la consommation d’électricité a été très importante … mais il y a eu beaucoup de vent et une forte production d’électricité éolienne.

    La semaine du lundi 8 au dimanche 14 février 2021, marquée par une vague de froid, la consommation journalière d’électricité a été de 1.800 GWh en moyenne (de 1.700 à 1.880 GWh) et le facteur de charge quotidien de l’éolien de 32,1% (de 8,9 à 44,7%). Le seul jour faible venait après des réserves faites la semaine précédente avec son f.c. de 29,0%. Le jour de la plus forte consommation, le f.c. éolien a été de 44,4%.

    Très bon facteur de charge aussi du solaire, pour la saison, avec un f.c. de 8,4% (de 5,6 à 11,4%). Pour cette semaine bien froide, les énergies renouvelables ont satisfait 26,0% de la consommation et l’éolien à lui seul 7,4%.

    Le nucléaire a été bien faiblard alors qu’il était nécessaire de mobiliser toutes les ressources : f.c. moyen de 76,5% (jamais 100%).

    Ces lundi 15 et mardi 16, le f.c. de l’éolien a été encore meilleur, avec 48,4% et 47,6%.

    Lors de la vague de froid de 2012, bien plus sévère, et pendant les douze jours les plus froids, le facteur de charge de l’éolien a été de 31% en moyenne.

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  • Un commentaire qui n’étonne pas. Sur les 15 premiers jours de février, l’éolien a couvert 45,6% de la consommation d’électricité au Danemark, avec 64,4% pour l’ensemble des renouvelables.

    Seule la journée du 13 a eu une production éolienne très faible en rapport avec la consommation, la production éolienne étant simplement faible le 12 et forte le 11. Ce jour du 13-02, la production fossile danoise n’a guère été différente de la moyenne de la quinzaine Seules les importations ont été importantes et à l’équilibre entre “le continent” et le système nordique, donc sans excès de fossiles.

    Mais la production éolienne a été très forte au cours des huit jours précédents, couvrant 65,9% de la consommation sur la période : de 42,8% à 76,9% selon les jours. De quoi constituer de bonnes réserves si cela avait été nécessaire.

    Se limiter à ne regarder que la situation de quelques jours, “choisis pour”, ne montre pas ce qu’est la réalité dans son ensemble. Une période de quinze jours, c’est déjà mieux.

    En 2019, le Danemark a couvert sa consommation d’électricité (y compris pertes réseaux) à partir de l’éolien pour 46,8% – de tous les renouvelables pour 65,7% (pays plat sans hydraulique) – 15,3% pour les fossiles – 16,8% pour le solde importateur (“divers” pour le reste).

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  • Des batteries de plusieurs dizaines de GW seraient ainsi nécessaires pour compenser la variabilité sur plusieurs jours ou semaines (de 80 % à 0,8 % du parc installé). Du pur délire au niveau du coût financier et environnemental. Déjà que l’électricité danoise est la plus chère au monde pour les consommateurs. https://en.energinet.dk/

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  • Le Danemark dispose d’une longue expérience (trente ans) de l’éolien en mer puisque le premier parc offshore, de dimension bien modeste, date de 1991. Pour l’instant, le parc éolien et son île artificielle n’en sont qu’au début des études préliminaires, qui dureront jusqu’en 2024.

    En mer, la dimension des éoliennes ne pose pas de problème, surtout à 80 km des côtes. Comme les vents sont d’autant plus puissants et réguliers à mesure de la hauteur, des éoliennes de 15 GW devraient apparaître dans trois ou quatre ans.

    Cela change la donne avec les éoliennes terrestres, d’autant plus qu’une bonne partie d’entre elles, au Danemark en particulier, ont plus de dix ans, avec une hauteur et puissance modeste.

    Un petit pays plat comme le Danemark, ne disposant pas de ressources hydrauliques et relativement peu ensoleillé, dispose évidemment de moins de moyens qu’un pays comme la France pour assurer son autonomie énergétique, en particulier pour l’électricité.

    Le Danemark a choisi de fermer en priorité ses centrales à charbon, de façon très rapide, avant même que les énergies renouvelables aient pu compenser en totalité la perte de production des dernières années.

    Sa production d’électricité à partir de charbon est passée de 8.100 GWh en 2016 à 3.090 GWh en 2019, sans augmentation de la production à base de gaz. La part des énergies renouvelables dans la production d’électricité est passée de 62% en 2016 à 79% en 2019.

    La géographie du Danemark ne lui permet pas d’avoir de STEP, mais il fait mieux dans le cadre de ses échanges avec la Norvège et la Suède qui disposent de nombreux lacs réservoirs pour la production d’électricité.

    Lors d’excédents de production éolienne, le Danemark envoie de l’électricité à ces pays, ce qui leur permet de conserver l’eau dans les lacs et aussi de ne pas turbiner l’eau de leurs STEP, ce qui évite ensuite la phase de pompage pour ces mêmes STEP.

    Lors de déficits de production, le Danemark récupère de l’électricité hydraulique qui a été économisée par ses voisins. Le rendement d’une STEP est d’environ 80% (perte de 20%), alors que les pertes en lignes dans les échanges du Danemark sont d’environ 6% pour l’aller-retour. Chaque pays économise ainsi des ressources énergétiques.

    La France pourrait faire de même et négocier une sorte de “droit de tirage” sur une partie du système électrique norvégien, aux réservoirs hydrauliques gigantesques et échelonnés (la fameuse “batterie bleue” norvégienne), pour en faire l’équivalent d’une grande STEP complémentaire.

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  • Produire de l’hydrogène par électrolyse à partir d’électricité éolienne ou solaire est valable si c’est pour un usage industriel. L’hydrogène pourrait même être utilisé à la place du charbon pour la réduction du minerai de fer, mais pas avant une dizaine d’années pour commencer. Des projets sont en cours.

    Utiliser l’hydrogène sous la forme d’ammoniac (NH3) pour le transport maritime est une solution à envisager, mais pas sous forme d’hydrogène compressé ou liquide. Pour les courtes distances (traversée de la Manche, cabotage le long des côtes de Norvège …) la solution des ferries électriques existe déjà et est plus avantageuse, sans l’énorme perte énergétique réelle de la solution hydrogène.

    Dans le transport aérien, les avions électriques seront disponibles pour des distances de 500 km à 1.500 km et pour des capacités croissantes de 15 à 150 places à partir des cinq à dix prochaines années. C’est déjà une réalité sur courte distance pour plusieurs appareils transportant de six à neuf passagers. Pour de plus grandes distances, reste à savoir quelle est la moins mauvaise solution entre les carburants synthétiques à base d’hydrogène et les agrocarburants.

    Mais pour les transports terrestres, l’hydrogène est une solution aussi aberrante que celle des agrocarburants, en comparaison des véhicules électriques à batterie de tous tonnages.

    Si tous les agrocarburants utilisés pour incorporer 7% en énergie dans les carburants actuels étaient produits en France, ils occuperaient une superficie supérieure à deux millions d’hectares, en blé et colza principalement.

    Si 2 Mha “agrocarburants” étaient convertis en centrales photovoltaïques réparties sur tout le territoire, sur la base actuelle de un MWc/ha et de 1.000 MWh/an par MWc en moyenne pondérée, cela donnerait une capacité installée de deux TWc et une production annuelle de 2.000 TWh.

    C’est bien sûr un cas d’école, mais c’est supérieur à la consommation finale énergétique moyenne en France au cours des dernières années de 140 Mtep ou 1.620 TWh (dont 480 TWh d’électricité).

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