Norvège et Royaume-Uni achèvent la pose du plus long câble électrique sous-marin au monde

De l’énergie éolienne britannique en échange d’hydroélectricité norvégienne: le Royaume-Uni et la Norvège ont achevé la pose du plus long câble électrique sous-marin au monde, a annoncé mardi l’opérateur du réseau électrique norvégien, Statnett.

Faisant 720 kilomètres de long (dont 716 sous l’eau) pour un coût estimé entre 1,5 et 2 milliards d’euros, le North Sea Link relie Suldal, dans le sud-ouest du pays scandinave, à Blyth (près de Newcastle) en Angleterre en passant sous la mer du Nord, renforçant ainsi la sécurité de l’approvisionnement électrique des deux pays.

“Quand ça souffle fort en Angleterre et la production éolienne y est élevée, on pourra en Norvège acheter de l’électricité bon marché auprès des Britanniques et laisser l’eau dans nos réservoirs” de barrages hydroélectriques, a expliqué le directeur du projet chez Statnett, Thor Anders Nummedal.

“Quand il y a peu de vent et un besoin accru d’électricité en Angleterre, ils pourront acheter à leur tour de l’hydroélectricité chez nous”, a-t-il dit dans un communiqué.

La capacité du nouveau câble est d’environ 1.400 MW.

Le raccordement des deux tronçons, construits simultanément côté britannique et côté norvégien, a eu lieu tard lundi soir.

Selon les deux groupes, le chantier a connu son lot de défis techniques, obligeant notamment à construire une barge spéciale pour faire passer le câble sous un lac norvégien ou encore à percer un tunnel de 2.300 mètres.

“C’est une coopération importante entre le Royaume-Uni et la Norvège afin de tirer parti au maximum de nos ressources d’énergies renouvelables”, a déclaré Nigel Williams, directeur de projet chez l’opérateur britannique National Grid qui détient, comme Statnett, 50% du projet.

Au classement des câbles électriques sous-marins les plus longs, le North Sea Link, dont les essais devraient démarrer le 1er octobre, détrône Nordlink (623 km, dont 516 sous l’eau), inauguré le mois dernier entre la Norvège et l’Allemagne.

Déjà connecté à la France, la Belgique, les Pays-Bas et l’Irlande, le Royaume-Uni prévoit d’autres interconnexions avec les pays du continent, notamment grâce à un nouveau câble sous-marin le reliant au Danemark, Viking Link (765 km, dont 621 sous l’eau). Sa construction doit s’achever fin 2023.
phy/map/eb

commentaires

COMMENTAIRES

  • Un peu comme pour le Danemark
    – les Anglais vont vendre de l’énergie pas chère produite par les éoliennes non pilotables. (fatale)
    – les Norvégiens vont vendre de l’énergie pilotables un bon prix au Anglais quand le vent sera faible.
    Les météorologues savent que le vent sur toute l’Europe dépend des conditions sur l’atlantique. Ceci est confirmé par les statistiques de production des éoliennes : entre 5 et 20% de la puissance installée et à peine 50% par “mauvais temps” généralisé.
    Par exemple:
    Hier soir, en Allemagne, les éoliennes produisaient environ 2MW pour 62MW installés soit environ 3%.
    Un investissement pour presque rien car l’Allemagne a dû garder tout son parc de production d’énergie pilotable à commencer pas ses centrales à charbon……

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  • Un peu comme pour la France qui vend son énergie nucléaire pas chère lorsqu’elle est en excès, surtout à la belle saison, et qui achète de l’électricité très chère pour ses chauffages électriques en hiver.

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    • Cet achat ne représente qu’un très petit pourcentage (et très peu onéreux), mais cela lui permet de fermer ses propres centrales à charbon. Si Fessenheim était restée ouverte, la France en aurait eu moins besoin d’importer de l’électricité.

      Répondre
  • Les interconnexions entre pays… comment vraiment les justifier quand ”il se glorifient de la pose d’un cable ”chauffant” de 720Km à prix d’or… sur de telles distances, les pertes en ligne dépassent allègrement les 10%? Des solutions intelligentes humaines (et non pas ”artificielles”) existent; par exemple:
    Lors de production excessive, réduire drastiquement les tarifs pour que les usagers utilisent un max cette énergie lors de ces phases permettant entre autre de réduire leurs demandes à des moments ”délicats” de productions en baisses!
    Lors de baisses de productions, limiter les consommations aux usages prioritaires en surtaxant significativement les coûts pour les clients ”qui s’en foutent en persistant à dire que c’est pas leur problème!”.
    Arrêtons une bonne fois de croire qu’on va pouvoir continuer à vivre sans réfléchir collectivement en restant à la botte des producteurs qui ne recherchent que les profits… en faisant un peu de green watchin!

    Répondre
  • La production annuelle moyenne des deux réacteurs de Fessenheim a été de 10,4 TWh (les 2) au cours des dix années qui ont précédé leur mise à la retraite (années 2010 à 2019). Leur facteur de charge moyen était de 66%.

    Pour leur vie entière, le facteur de charge n’a été que de 69,4% pour F-1 et 66,9% pour F-2, avec de nombreux problèmes et arrêts de production pour Fesenheim-2 depuis l’année 2000, de même mais dans une moindre mesure pour F-1.

    Pour ne considérer que l’éolien et le solaire, leur production est passée de 33,2 TWh en 2017 à 45,7 TWh en 2019, soit une augmentation de 12,5 TWh.

    En deux ans, éolien et solaire ont remplacé, à titre préventif, la production de Fessenheim.

    En 2020, éolien et solaire ont produit 52,3 TWh : 6,6 TWh de plus qu’en 2019.

    Pourtant, les installations en éolien et solaire ont bien été faible en France si on les compare à des petits pays comme la Belgique ou les Pays-Bas.

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  • Sur une liaison HVDC (High Voltage Direct Current : Haute Tension Courant Continu) les pertes ne sont que de 1% pour 1.000 km. En ajoutant 1% de perte à chaque extrémité pour la conversion AC/DC (CA/CC), la perte totale n’est que de 3%.

    Ce qui économisera beaucoup plus que l’électricité qui serait perdue par bridage lors d’excès de production éolienne. Ce qui pourrait se produire dans une dizaine d’années lorsque les éoliennes seront beaucoup plus nombreuses.

    La France pourrait s’inspirer de cet exemple pour disposer d’une gigantesque STEP supplémentaire en Norvège, les possibilité d’extension en France étant limitées.

    Répondre
    • On est au dessus de ces pertes en ligne et pertes de conversions, la réalité semble proche des 5% et non pas de 3%.
      Sur un cable (monopolaire ou bi…non précisé dans l’article?), capable de transporter jusqu’à 1400MW, ça fait quand même de sacrées pertes!
      Quid des matériaux, métaux (cuivre ou alu?)… et de la durée de vie de ce cable…
      Toujours est-il qu’avec un budget estimé entre 1,5 et 2 milliards d’Euros (sacrée fourchette inconnue!), on pourrait faire tellement mieux des deux côtés du câble!

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  • Tout à l’avantage de la Norvège qui en tirera un gros bénéfice!
    A signaler : l’éolien et le solaire fortement à la baisse en début 2021 et sans utilité majeure pour le réseau.

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