Énergie éolienne en europe — wikipédia electricity youtube billy elliot

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En 2018, 10 051 z gas el salvador MW d’éoliennes ont été installés dans l’Union européenne ; 245 MW ont été déclassées ; la puissance installée a donc progressé de 9 706 MW, en recul de 34 % par rapport à la progression nette de 2017 (14 783 MW) ; 7 383 MW ont été installés sur terre et 2 668 MW en mer ; le parc éolien atteint 178 950 MW fin 2018, dont 160 489 MW à terre et 18 461 MW en mer. L’Allemagne reste en tête avec un parc de 58 908 MW, suivie par l’Espagne (23 494 MW), le Royaume-Uni (21 243 MW), la France (15 108 MW hors DOM) et l’Italie (10 300 MW) ; l’Allemagne a installé 3 374 MW, soit 33,6 % des nouvelles installations de 2018, suivie par la France (1 558 MW) et le Royaume-Uni (1 407 MW) [e 3 ]. La puissance installée

En 2014, l’Europe s’est trouvée reléguée au 2 e rang du classement des continents par puissance éolienne installée avec 34,9 % du total mondial, derrière l’Asie qui a pris la tête pour la première fois ; en 2017, la part de l’Union européenne a reculé à 31,4 % contre 42,4 % pour l’Asie et 22,8 % pour l’Amérique ; les installations de l’année ont représenté 29,8 % du marché mondial contre 46,5 % pour l’Asie et 19,8 % pour l’Amérique [g 1 ].

En 2014, l’Allemagne à elle seule a installé 6 187 electricity and magnetism review sheet MW, soit près de 50 % du total européen ; elle a mis hors service 391 MW d’éolienne anciennes. Cette forte montée en puissance s’expliquait par la volonté des développeurs d’installer le maximum d’éoliennes avant la mise en place de la réforme de la loi sur les énergies renouvelables, effective au 1 er août 2014, qui supprime le tarif d’achat garanti pour les installations de plus de 500 kW et généralise le système de vente directe plus prime de marché, optionnel depuis 2012 ; elle limite de plus les installations annuelles terrestres dans une fourchette de 2400 à 2 600 MW et l’offshore static electricity examples à 6 500 MW d’ici 2020 [13 ].

Les fermes éoliennes en mer (éolien offshore) prennent une part grandissante dans cet essor : fin 2017, la puissance installée totale d’éolien en mer en Europe atteignait 15 786 MW, soit 84 % du total mondial ; elle a progressé de 3 154 MW dans l’année, dont 1 680 MW au Royaume-Uni et 1 247 MW en Allemagne. Cette puissance se répartit en 6 836 MW au Royaume-Uni, 5 355 MW en Allemagne, 1 271 MW au Danemark, 1 118 MW aux Pays-Bas, 877 MW en Belgique, 202 MW en Suède, 92 MW en Finlande et 25 MW en Irlande [g 2 ].

Plusieurs des principaux fabricants mondiaux d’éoliennes sont européens, en particulier le pionnier de cette industrie, le danois Vestas, ainsi que l’allemand Siemens Wind Power. Une vague de concentrations a réduit le nombre de ces fabricants : General Electric a acquis l’activité éolienne d’Alstom en 2014 electricity worksheets high school, Areva Wind (dont les usines sont en Allemagne) a fusionné avec l’espagnol Gamesa, qui a ensuite fusionné avec Siemens en 2017, Nordex a fusionné avec l’espagnol Acciona Windpower en 2016, l’allemand Enercon avec le néerlandais Lagerwey en 2018 [e 5 ].

L’année 2015 a été une année faste pour l’industrie, après trois années difficiles : Vestas, numéro un mondial des turbines éoliennes, a annoncé des profits record sur 2015, à 685 millions d’euros (+75 %), pour un chiffre d’affaires de 8,4 milliards (+22 %) ; après avoir fortement réduit ses effectifs entre 2011 et 2013, de 22 000 à 17 000, Vestas a recommencé à recruter, employant 20 000 personnes electricity and magnetism physics definition à la fin de 2015. Un large mouvement de consolidation a touché le secteur : Gamesa a indiqué être en discussions pour une reprise par l’allemand Siemens, qui dispute à Vestas le rang de leader mondial, après avoir fusionné ses activités offshore avec celles d’Areva début 2015 ; General Electric, autre géant des turbines, a repris les activités d’Alstom dans ce domaine en novembre tandis que l’allemand Nordex fusionnait en octobre avec son concurrent espagnol Acciona Windpower [15 ].

En Europe, le système de soutien le plus utilisé pour compenser le manque de compétitivité de l’éolien, à la suite de la mise en place de la Directive 2001/77/EC, est celui des tarifs d’achat réglementés (en anglais : feed-in tariff, c’est-à-dire tarif d’injection [au réseau]) : les fournisseurs d’électricité ont l’obligation légale d’acheter toute la production des installations de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable, pendant 10 à 20 ans, à des gas variables pogil worksheet answer key tarifs fixés par l’administration ; le surcoût de ces tarifs par rapport aux prix du marché de gros est remboursé aux fournisseurs au moyen d’une surtaxe sur les factures d’électricité des consommateurs :

• en France, le tarif d’achat réglementé a été fixé pour l’éolien par l’arrêté du 17 novembre 2008 à 8,2 c€/kWh (indexé ensuite selon une formule qui l’amenait en 2012 à 8,74 c€/kWh) [19 ] ; le surcoût par rapport au prix du marché (moyenne prévue en 2015 : 42,6 €/MWh), calculé à 3 156 M€ en 2013 par la CRE qui l’évalue à 3 722,5 M€ M€ pour 2013 et 4 041,4 M€ M€ pour 2015, est répercuté sur les consommateurs d’électricité par le biais de la CSPE gas variables pogil worksheet answers, fixée à 13,5 €/MWh en 2013, 16,5 €/MWh en 2014 et 19,5 €/MWh en 2015 ; la compensation du surcoût des EnR représente 63,7 % de la CSPE, dont 15,3 % pour l’éolien [20 ] ;

• en Allemagne, le tarif d’achat réglementé était en 2012 de 8,8 c€/kWh pour les éoliennes terrestres et 15,6 c€/kWh pour l’offshore ; il est répercuté sur les consommateurs d’électricité par le biais de l’équivalent de la CSPE, appelé EEG-Umlage qui atteignait 5,277 c€/kWh en 2013 (+0,25 c€/kWh de taxe pour l’offshore) sur un prix moyen de l’électricité pour un ménage-type allemand de 28,5 c€/kWh [21 ] ;

• un autre dispositif fréquemment utilisé est celui des appels d’offres : en France, il a pour finalité de soutenir les filières en retard de développement et est utilisé surtout pour les grandes installations (parcs éoliens en mer, grandes centrales solaires, centrales à biomasse, …) ; la Cour des Comptes relève que certains appels d’offres n’ont pas atteint leurs objectifs (cahier des charges insuffisamment respecté par les projets, tarifs proposés trop élevés, nombre electricity vs gasoline insuffisant de projets candidats, etc) : celui de 2004 lancé pour installer 500 MW d’éolien terrestre n’a retenu que 287 MW, soit 56 % de l’objectif ; celui de 2010 n’a retenu que 66 MW pour un objectif de 95 MW. Pire : de nombreux appels d’offres n’ont pas permis de limiter les prix proposés par les porteurs de projet, soit par manque de concurrence, soit du fait de difficultés techniques ayant incité les candidats à prendre des marges de risque importantes, en particulier celui qui a été lancé en 2011 pour des parcs éoliens en mer : le prix de référence fixé dans l’appel d’offres n’a pas été respecté pour trois des quatre sites concernés gas stoichiometry worksheet [22 ].

• mécanisme de « prix de marché plus prime ex-post » ( Feed-in-Premium ex-post, ou contrat pour différence) : un niveau de référence ( target price) est défini par le régulateur ; le producteur vend l’électricité produite au prix de marché de gros, directement ou via un « intégrateur », notamment pour les acteurs sans accès direct au marché (petits producteurs) ; le producteur perçoit un complément de rémunération (« prime ») dans le cas où la différence entre le niveau de référence et le prix de marché est positive ; sinon le producteur doit verser le surplus perçu ;

Selon les syndicats professionnels ( SER et CLER), les appels d’offres technologiquement neutres empêcheraient le développement de filières industrielles nouvelles ; pour eux, les appels d’offres devraient être réservés aux gros projets, de même que la mise en œuvre des contrats pour différence ; ils souhaitent que les petites installations continuent à bénéficier de l’obligation d’achat à tarif electricity will not generally cause réglementé [24 ] , [25 ].

Les coûts des parcs éoliens offshore ont chuté dans les pays ayant déjà installé plusieurs gigawatts, grâce à l’augmentation de la taille des éoliennes, aux conditions de vent très favorables de la mer du Nord, et au regroupement de plusieurs parcs sur une même zone, qui permet des économies sur la construction, le raccordement et la maintenance. De plus, les coûts de raccordement (10 à 20 €/MWh) ont été mis à la charge des opérateurs de réseaux en Allemagne, au Danemark et aux Pays-Bas. Ceci a permis d’abaisser les coûts à 50 à 80 €/MWh. En 2017, le parc éolien danois de Kriegers Flak (600 MW) a obtenu un prix de 49,9 €/MWh et le parc néerlandais Borssele III – IV (680 MW) un prix de 54,5 €/MWh. Plusieurs appels d’offres en Allemagne et aux Pays-Bas ont même attribué des projets sans subventions à des investisseurs 76 gas credit card account login qui se rémunéreront uniquement en vendant leur production au prix du marché : Hollandse Kust Zuid (700 MW, Pays-Bas, mise en service prévue e 2022) et en Allemagne : OWP West (240 MW), Borkum Riffgrund West 1 (420 MW), Borkum Riffgrund West 2 (240 MW), EnBW He Dreiht (900 MW) programmés pour 2024 et 2025 [e 6 ].