Écosse: méga-enchères pour des concessions d’éoliennes en mer
Les autorités écossaises ont accordé des concessions à 17 projets éoliens en mer, dont ceux des britanniques BP, SSE et Shell, à l’issue de méga-enchères qui permettront de rapporter près de 700 millions de livres.
Parmi les candidats principaux ayant remporté les enchères sur un total de 74 candidats figurent aussi des acteurs internationaux comme le français Total, et l’espagnol Iberdola comptent parmi les partenaires.
Les candidats disposent désormais d’une option « leur réservant les droits sur des zones spécifiques de fonds marins », a annoncé lundi dans un communiqué l’organisme public Crown Estate Scotland.
Mais il ne s’agit que de « la première étape d’un long processus » et la signature d’un bail complet ne surviendra qu’à l’issue de plusieurs étapes, notamment concernant le financement de ces projets, précise Crown Estate Scotland.
L’ensemble des projets couvre un peu plus de 7.000 km2 et ils permettront de déployer une capacité combinée de presque 25 GW, précise le communiqué. Dix seront flottants, six seront fixes et l’un des parcs sera mixte.
Les autorités estiment que ce premier appel d’offres d’éolien marin en Écosse en plus d’une décennie génèrera en outre « plusieurs milliards de livres » d’investissement dans la région.
Si une candidature ne conduisait pas, in fine, à la signature d’un accord, c’est la candidature la mieux notée suivante qui se verrait proposer une option, précise l’organisme public.
« La variété et l’ampleur des projets (retenus) montrent à la fois les progrès remarquables du secteur éolien offshore et un signe clair que l’Écosse est en passe de devenir un centre majeur pour le développement de cette technologie dans les années à venir », s’est félicité Simon Hodge, directeur général de Crown Estate Scotland, cité dans le communiqué.
COMMENTAIRES
Quand il n’y a pas d’appel d’offre en France les entrepreneurs français répondent à ceux de l’étranger.
Pourquoi si peu d’appels d’offre en France ? Faut il laisser la lace de producteur d’électricité à quelqu’un qui n’est toujours prêt et pour qui on bloque le développement en France ?
Bonjour,
Très bien pour l’Ecosse.
Notons simplement qu’en ce moment, à 15h00 le 17 janvier 2022, en France,
l’éolien produit 1 605 MW sur 18 549 MW installés soit 8,6% de la puissance installée comme c’est très souvent le cas. Sûr que l’éolien en mer fera un peu mieux.
Je serais curieux de connaître le prix du MW garanti dans le contrat ?
Stoclin vous ne pensez même pas que pour pouvoir enfin produire proprement sans dangers et sans déchets il faudrait déjà les installer en France les ENR et oui vérifiez que les ENR sont moins chères que le nucléaire / Arenh
Les « Majors » du fossiles sont des entreprises économiquement « systémiques » (donc to big to fail), et géopolitiquement stratégiques pour longtemps encore. Avec la réduction des fossiles à venir il faut donc les sauver du désastre en leur trouvant un nouveau business…….financé par le brave citoyen contribuable!
Aucune info sur les clauses économique de ces marchés.
Vous voulez souscrire aux appels d’offre ?
Jean Pierre Moulard vérifiez que les ENR sont moins chères que le nucléaire / Arenh
A voir la tendance des derniers appels d’offres britanniques, le tarif d’achat devrait être très intéressant, nettement moins cher que le nucléaire EPR et pas pendant 35 ans.
En 2012, le nucléaire EPR d’EDF a bénéficié d’un tarif d’achat de 92,5 £/MWh, indexé sur l’inflation depuis cette date et valable pendant 35 ans à partir de la date de mise en service.
Sur la même base mais pour 15 ans seulement, l’inflation étant comptée à partir de la date de l’attribution suite à l’appel d’offre (et pas depuis 2012), le tarif d’achat de l’éolien en mer a été :
– de 114 à 120 £/MWh en 2015
– de 57 à 75 £/MWh en 2017
– de 40 à 42 £/MWh en 2019
En Ecosse, le facteur de charge est de 55 % à 57 % pour un petit parc éolien flottant mis en service en 2017.
L’Ecosse possède des conditions optimales pour exploiter l’énergie éolienne.
Je ne sais pas, cependant, comment est-ce que le RU compte « boucler la boucle » des ENR, même si les technologies de stockage vont évoluer. Certes, il compte également sur le solaire, qui produit davantage en été, alors que la production éolienne est plus faible, et développer encore de nombreuses interconnexions.
L’Ecosse possède certainement de l’espace pour les STEP mais a peu de projets dans ce domaine.
Si cela est véridique, 55% de fc, c’est énorme. Cela peut probablement se traduire par 70% de taux de couverture des besoins moyennant des écrêtements faibles, soit environ 85% en période hivernale et 55% en période estivale.
L’Allemagne compte sur le biogaz et de l’hydrogène produit par PV en zone subtropicale, l’Espagne compte sur ses STEP et sa propre production d’hydrogène, + batteries et interconnexions dans ces 2 pays.
Un point intéressant sur l’Espagne aujourd’hui: il y a peu de vent à terre, mais les 3 espaces offshore: Galice, pointe catalane, et détroit de Gibraltar sont ventés (ce qui est fréquent en période anticyclonique), où elle compte installer des éoliennes offshore.
https://www.windy.com/fr/-Rafales-gust?gust,45.429,-5.977,4
Pour l’écosse, les Orcades est une mine d’or énergétique, c’est presque toujours 100% renouvelable
Pour L’Alleamgne l’éolien offshore n’est pas encore très bien implanté comparé à l »olien terrestre mais ils font plus qu’i songer.
Il faudra tout de même de nouvelles liaisons THT pour acheminer cette énergie vers les grands centres de consommation du centre et du Sud de la GB, et pour l’exportation. C’est la même problématique en Allemagne.
Pas vraiment comme l’Alleamgne qui ne passedaient pas déjà ces lignes THT depuis la mer du Nord où l’offshore est nouveau.
Alors qu’il y a dejà longtemps que les premers parcs éoliens terrestres .d’écosse et ceux des Orcades acheminent l’électricité du Nord vers les villes du Sud, car au Nord, il n’y a jamais eu personne pour la consommer.
Effectivement. Il est question de passer en 220 kV car la liaison actuelle en MT ne suffit plus. https://www.ofgem.gov.uk/sites/default/files/docs/2019/05/ghd_report_-_western_isles.pdf
Quant au facteur de capacité des nouvelles génératrices, celui-ci tourne autour de 50-55 %.
Je ne sais pas comment est-ce que cela se passe au niveau du réseau.
S’il y a 10 GW de capacité éolienne supplémentaire, installée dans une zone excentrée par rapport aux centres de consommation, quelle capacité de ligne faut-il pour acheminer cela vers les centres de consommation ?
Par contre, il me semble qu’une ligne THT à CC enterrée devrait a priori durer bien plus longtemps que la durée d’exploitation d’une ferme éolienne.
C’est un calcul assez simple en électricité à partir des caractéristqiues électriques intrinseques des conducteurs (résiistance, capacitance et réactance) ainsi que thermiques, toutes dependant de son homogénéité métallurgique d’une part et d’autre part de l’intensité à faire passer. C’est ce qui détermine le compromis du rapport puissance sur tension. Plus la tension sera élevée pour une puissance donnée, moins l’intensité le sera. Par jeux j’avais calculé les diamètre des câble qu’il aurait fallu utiliser pour acheminer sous 220 V les puissances sortant de la centrale de Gravelines (5,5 GW) et j’avais abouti à des conducteurs de plus d’un metre de diametre. Elevé la tension à 400 000 V, des conducteurs d’à peine plus d’un cm suffisent. Et pour avoir vu des câbles réels destinés à ces puissance et même plus en sousterrain, il y a de la marge car le conducteur lui même sortie de sa gaine à couches multiples faisait 1,5 cm de diamètre.
Quand à la durée de vie d’un câble enterré et de celle d’un parc éolien, je pense que cela dépend grandement des conditions environementales de l’un et de l’autre. La plus ancienne éolienne du monde tourne déjà depuis 47 ans au Danemark et elle semble bien se porter. Je pense que cela fera la une des quotidiens lorsqu’ils l’arréteront.
Par contre, il semblerait que les défailances soient assez nombreuses dans le cas d’un cheminement des productions par cables souterrains.
Concernant les tensions et les moyens d’acheminement des productions offshore, quelques infos de plus :https://www.nationalgrideso.com/document/182931/download
Je ne sais pas d’où vous sortez que les défaillances sont nombreuses dans les transmissions de puissances en souterrain car elles sont plutôt fréquentes en aérien , pratiquement tous les jours quelque part avec un coup de vent ou un accident de camion qui renversé un pylône quand ce n’est pas une rupture de ligne sous le poids de la glace. L’environnement même des lignes aériennes ou souterraines explique ces raisons. De plus ces lignes THT don’t vous parlez en souterrain sont généralement en CC pour des raisons de densité de transport supérieur mais qui compliquent en revanche les jonctions terminales avec les électroniques de conversions de formes qui s’ajoutent à celles d’adaptation de tensions et accroissent les risques de pannes en conséquence..
De problème récent ayant été rapporté dans les média avec une ligne transmanche, il était lié àlu’ incendie dans u’ne des deux extrémités terminales donc sans lien avec la conduction en souterrain.
Je ne vais pas lire les quelques 250 pages du documents dont vous avez fourni l’URL pour essayer de découvrir ce que vous sous entendez sans le formaliser plus que sous la forme d’un sous entendu.
En pratique les incidents de liaison dont la presse se fait l’écho concerné toujours des lignes aeriennes et des intempéries.
Il s’agit plutôt de défaillances dans les liaisons des parcs éoliens offshore au réseau de G.B. “Subsea power cable failure is frequently reported as an issue for
offshore wind farm operators. Such failures are reported to account for 75-
80% of the total cost of offshore wind insurance claims – in comparison,
cabling makes up only around 9% of the overall cost of an offshore wind
farm”.5 The report goes on to state that 88% of these failures occur in the high
voltage export cables and that installation and manufacturing faults are the
most common cause. »
Page 2 et la suite de https://committees.parliament.uk/writtenevidence/37608/pdf/
Je ne parlais pas des cables sous-terrain à terre.
J’en conclu que les produits de cablage et connecteurs sont de qulité médiocre, et que l’expertise des installateurs n’est pas encore au top. Tout cela devrait donc s’améliorer avec le temps.
Cochelin: plus une éolienne est haute, plus le facteur de charge est élevé. En gros, c’est 1 point de % de plus tous les 10 mètres entre 100 et 300 mètres.
Le fc doit être d’environ 55% en offshore en Ecosse, et de 45% dans le Sud de la GB, avec une variation saisonnière pouvant être compensée en grande partie par le solaire. Il n’en demeure pas moins que tous les moyens de compensation de la variabilité restent nécessaires, important en capacité, faibles en consommation à l’échelle de l’année.
Le diamètre des pales influent aussi sur le facteur de charge. Plus elles sont grande moins la vitesse du vent devra être importante pour la mettre en mouvement., c’est dons lié à la hauteur car plus le moyeux est haut, plus les pales peuvent être longues.
Sur la compensation saisonnière entre solaire et éolien au RU
https://www.electricinsights.co.uk/#/dashboard?period=1-year&start=2021-01-18&&_k=xf6hr0
Compensation moyennement convaicante. Mais c’est en temps réel que la compensation doit être effective en l’absence de stockage massif !
Cette complémentarité saisonnière et journalière existe et est importante.
Evidemment qu’elle n’est pas parfaite et qu’un back-up reste indispensable, important en capacité, faible en consommation. Ce back-up sera sollicité une fois que tous les autres moyens de compensation auront été épuisés: complémentarité solaire / éolien, écrêtements de l’offre, interconnexions, pompage-turbinage (à développer…), batteries domestiques, production d’hydrogène pour l’agriculture et l’industrie, recharge des véhicules électriques et chauffage de l’eau sanitaire lorsque la production des ENR est la plus élevée.
Du 01/01 au 31/12 2021
https://www.electricinsights.co.uk/#/dashboard?period=1-year&start=2021-01-01&&_k=smffcs
L’Ecosse a également de la place pour produire une certaine quantité de biogaz par méthanisation. Ca ne fera sans doute pas toute la quantité nécessaire de gaz pour le back-up mais probablement une partie significative.
Pour le reste, une part de gaz de synthèse par électrolyse à des fins de back-up semble envisageable si les prix restent à 50 euros le MWh éolien offshore et solaire PV.
Le RU souhaite également conserver une part de nucléaire d’environ 20% dans son mix électrique.
Ces parts respectives d’ENR et de nucléaire pourraient évoluer dans les décennies à venir au fur et à mesure des innovations et des tensions en approvisionnement sur les matériaux et combustibles.
Por les Orcades, il y a nécessité de stockage pour adapter la production à la demande, qui ne sont pas toujours simultanées, bien que la production soit supérieure à la consommation. Le vecteur hydrogène est une solution envisagée à cette finalité : https://www.theguardian.com/environment/2019/jan/20/orkney-northern-powerhouse-electricity-wind-waves-surplus-power-hydrogen-fuel-cell
Données sur la production et consommation aux Orcades: https://www.ssen.co.uk/anm/orkney/