[ad_1]
L’énorme parc éolien offshore flottant Hywind Tampen de 88 mégawatts a démarré en Norvège la semaine dernière, à peu près dans les délais, après une période de construction de seulement deux ans. Le rythme rapide du début à la fin pourrait contribuer à saper les arguments en faveur de nouvelles centrales nucléaires, même si en termes de décarbonisation mondiale, c’est une bénédiction mitigée. Tous les kilowatts propres du parc éolien seront utilisés pour alimenter les opérations d’énergie fossile offshore.
Le plus grand parc éolien offshore flottant au monde, pour le pétrole
Clean Technica a pris connaissance pour la première fois du projet offshore Hywind Tampen en 2020, lors de son lancement sous l’aile de la société énergétique norvégienne Equinor. L’objectif était d’utiliser des énergies renouvelables au lieu du gaz naturel sur les plates-formes pétrolières offshore Snorre et Gullfaks existantes en mer du Nord, et les turbines flottantes faisaient l’affaire. Equinor s’attend à ce que l’énergie du parc éolien offshore réduise de 35 % la consommation de gaz naturel sur les deux sites.
L’utilisation des énergies renouvelables comme catalyseur de la production de pétrole et de gaz n’est pas une nouveauté. L’énergie solaire, par exemple, est utilisée dans les champs pétrolifères terrestres depuis les années 1980. L’échelle de l’extraction à énergie solaire a également augmenté, passant de quelques centaines de kilowatts pour les opérations auxiliaires à des mégawatts à deux chiffres, un exemple étant le panneau solaire Lost Hills de 29 mégawatts en Californie.
En termes d’action urgente sur le changement climatique, le plan idéal serait de fermer tous ces sites et de déployer des énergies renouvelables pour remplacer les énergies fossiles du côté des consommateurs, le plus rapidement possible. L’investissement dans le parc éolien indique qu’Equinor parie sur la poursuite des opérations pétrolières et gazières dans un scénario à faible émission de carbone, du moins pour le moment.
Plus d’éoliennes flottantes pour la transition énergétique
Equinor décrit également son nouveau parc éolien comme un projet de démonstration qui contribuera aux meilleures pratiques et à l’amélioration de la chaîne d’approvisionnement dans l’ensemble de l’industrie éolienne flottante. L’éolien flottant est un développement relativement nouveau, visant à libérer des ressources d’énergie renouvelable dans des zones offshore qui seraient autrement inaccessibles. Au lieu de la conception conventionnelle de la plate-forme monopile, les turbines flottantes sont construites sur des plates-formes ancrées au fond marin par des câbles.
Selon les chiffres d’Equinor, environ 80 % des ressources éoliennes offshore mondiales sont situées dans des eaux trop profondes pour la construction conventionnelle de plates-formes fixes.
Pas plus tard qu’en 2020, le nombre d’éoliennes offshore déployées sur des plateformes flottantes était pratiquement nul. Cela change rapidement. Le département américain de l’Énergie a analysé les chiffres plus tôt cette année et a répertorié trois nouveaux parcs éoliens flottants qui ont été lancés en 2021, pour un total combiné de 57,1 mégawatts. La majeure partie de cette somme était destinée au parc éolien offshore Kincardine de 50 mégawatts en Écosse.
Le projet de Tampen représente un pas en avant. Dans un communiqué de presse la semaine dernière, Equinor a déclaré que sept des 11 turbines prévues seront en ligne cette année avec un total combiné de 60 mégawatts, battant Kincardine pour le titre du plus grand parc éolien offshore flottant. Les quatre turbines restantes sont pré-assemblées et seront installées lorsque la fenêtre météo saisonnière s’ouvrira l’année prochaine, portant la capacité totale à 88 mégawatts.
Drapeau rouge pour l’énergie nucléaire
Toute cette activité est une cacahuète par rapport à la taille du pipeline éolien flottant. Selon le Département de l’énergie, un total de 60 746 mégawatts d’éoliennes offshore flottantes sont en exploitation ou en cours de développement.
Ce chiffre sera probablement dépassé sous peu. Les développeurs d’éoliennes offshore adoptent déjà de nouvelles technologies de turbines visant à réduire les coûts et à améliorer l’efficacité. Les mesures de rentabilité peuvent également inclure la colocalisation des convertisseurs d’énergie houlomotrice et des panneaux solaires, et ce n’est qu’une question de temps avant que les systèmes d’hydrogène vert ne soient également colocalisés.
La baisse du coût de l’éolien offshore et des autres énergies renouvelables contraste fortement avec le développement de l’énergie nucléaire aux États-Unis.
En 2019, des chercheurs de la MIT Energy Initiative se sont longuement penchés sur les retards et les dépassements de coûts qui accablent l’industrie nucléaire américaine. Ils ont conclu que quelque chose était fondamentalement détraqué. L’attente générale pour une technologie donnée est que les coûts baissent au fil des ans, à mesure que l’adoption augmente et que la capacité augmente. Mais ce n’est pas le cas pour l’industrie nucléaire américaine.
« … l’augmentation des coûts de construction et les retards des projets ont entravé les efforts d’expansion de la capacité nucléaire aux États-Unis depuis les années 1970 », explique le MIT. « Dans les usines commencées après 1970, le coût moyen de construction a généralement été beaucoup plus élevé que l’estimation initiale des coûts. »
Le MIT note que les acteurs de l’énergie nucléaire continuent de projeter des hypothèses optimistes sur les délais de construction sur la base d’un modèle de «taux d’apprentissage» de la technologie conventionnelle, même si les preuves indiquent que l’industrie nucléaire n’a pas suivi le modèle conventionnel depuis plus de 50 ans.
« … dans le cas des centrales nucléaires, les taux d’apprentissage sont négatifs », souligne le MIT. « Les coûts ne cessent d’augmenter. »
Prochaines étapes du développement nucléaire
L’analyse du MIT indique que l’augmentation n’est pas nécessairement un problème matériel. L’étude s’est concentrée sur les coûts accessoires, y compris les services d’ingénierie et la main-d’œuvre.
« Le durcissement des réglementations en matière de sécurité était responsable d’une partie de l’augmentation des coûts, mais la baisse de la productivité du travail a également joué un rôle important », explique le MIT.
Le MIT plaide pour que les développeurs nucléaires intègrent le poids total des coûts indirects dans leurs projections. C’est un point discutable ici aux États-Unis, où la construction de centrales nucléaires à grande échelle est pratiquement morte. Une seule nouvelle unité a été mise en ligne depuis 1996. Il s’agissait de l’usine Watts Barr Unit 1 dans le Tennessee, qui a été mise en ligne sur un site existant en 2016.
Sur les deux autres projets nucléaires à grande échelle du XXIe siècle aux États-Unis, l’un devait consister en deux nouvelles unités dans la centrale électrique existante de VC Summer en Caroline du Sud. Ce projet a été annulé en 2017 après des milliards de dépassements de coûts, ce qui contraste fortement avec le potentiel de développement solaire rapide dans l’État.
L’autre projet consiste en deux nouvelles unités pour la centrale électrique existante de Vogtle en Géorgie. Comme le projet VC Summer, Vogtle a subi des dépassements de coûts et des retards importants. L’essentiel des travaux de construction a débuté il y a 10 ans en 2012, avec l’objectif initial d’un démarrage d’ici 2017 pour les deux unités. Le coût initial était estimé à 14 milliards de dollars. Au début de cette année, il se rapprochait de 30 milliards de dollars, avec un démarrage prévu en 2023.
Plus de prochaines étapes pour l’énergie nucléaire
Pour résoudre le problème du taux d’apprentissage, le département américain de l’énergie s’est concentré sur les SMR (petits réacteurs modulaires), en partenariat avec la société NuScale Energy. Au lieu de réinventer la roue de la construction sur chaque site, les SMR de NuScale sont standardisés, préfabriqués et pré-autorisés.
Le dernier développement de cet effort implique la construction d’une installation nucléaire NuScale en Ukraine, à associer à un système d’hydrogène vert.
La voie SMR semble plus prometteuse que l’approche à grande échelle. NuScale revendique un calendrier de construction de moins de trois ans pour ses SMR Voyager, à commencer par le coulage du béton de sécurité. Cependant, la préparation du site pourrait ajouter beaucoup de temps à cela.
NuScale ne prévoit pas non plus que ses SMR Voyager seront opérationnels avant la fin de la décennie, alors que le développement éolien et solaire se poursuit à un rythme soutenu. Cependant, tant que d’autres nations continueront à rechercher l’énergie nucléaire, la politique énergétique américaine continuera plus que probablement à soutenir l’industrie nucléaire nationale également.
Suis moi sur Twitter @TinaMCasey (pour l’instant).
Retrouvez-moi sur Mastodon au @[email protected] (énergie et technologies propres) et @[email protected] (énergie, technologies propres et ESG).
Photo : Le parc éolien flottant Hywind Tampen en mer du Nord (crédit Karoline Rivero Bernacki / Equinor ASA).
Vous appréciez l’originalité et la couverture de l’actualité des technologies propres de CleanTechnica ? Envisagez de devenir membre, supporteur, technicien ou ambassadeur de CleanTechnica – ou un mécène sur Patreon.
Vous ne voulez pas manquer une histoire de technologies propres ? Inscrivez-vous pour recevoir les mises à jour quotidiennes de CleanTechnica par e-mail. Ou suivez-nous sur Google Actualités !
Vous avez un conseil pour CleanTechnica, souhaitez faire de la publicité ou suggérer un invité pour notre podcast CleanTech Talk ? Contactez-nous ici.
[ad_2]
Source link -13