Héritier des différentes expériences menées dans le monde, le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts en Alsace est le premier site au monde dit EGS (Enhanced Geothermal System), à avoir été raccordé au réseau électrique. Le projet EGS de Soultz-Sous-Forêts en chiffres c’est :

• 22 années de recherche, à partir des premières études jusqu’à la mise en route de la centrale électrique en 2008,
• 15 laboratoires de recherche et plusieurs centaines d’entreprises sous-traitantes,
• 80 millions d’euros investis dont 30 millions par l’Union européenne, 25 millions par l’Allemagne et 25 millions par la France,
• 4 forages profonds réalisés, 3 à plus de 5 000 m et un à 3 600 m, trois des forages sont aujourd’hui utilisés,
• 200 000 m3 d’eau injectés pour nettoyer les fractures entre les roches,
• 11 km à parcourir pour le fluide dans la boucle géothermale,
• 1 km de séparation en fonds de puits entre les forages de réinjection et le forage de prélèvement
• 2,1 MWe de production électrique brute dont 1,5 MW de production nette sur le réseau électrique.

La plus grande centrale photovoltaïque d’Europe vient d’être mise en service par EDF Energies Nouvelles (EDF EN) en Meurthe-et-Moselle. La centrale de Toul-Rosières, d’une puissance de 135 MWc, permettra d’alimenter environ 60.000 personnes en électricité. La centrale occupe une superficie de 367 hectares. Les seuls panneaux solaires, au nombre d’1,7 million, occupent 120 hectares au sol. Les panneaux solaires sont de la marque américaine First Solar. Il s’agit de cellules ‘nouvelle génération’ à couches minces, spécialement conçues pour les régions peu ensoleillées. La plus grande centrale photovoltaïque d’Europe est située sur le site de l’ancienne base aérienne 136 de l’OTAN et de l’armée françaises désaffectée depuis 2004 La centrale a été construite dans le cadre d’un projet de réhabilitation de l’ancienne base militaire : 170 bâtiments ont été désamiantés, 280 bâtiments on été déconstruits (tour de contrôle, bâtiment de stockage des munitions, école, logements, voie ferrée) et environ 8.000 tonnes de terres polluées ont été retirées.

• Économie de CO2 : ~4 600 t/an.
• Investissement : 430 M€.
• Durée d’exploitation : supérieure à 20 ans.

La centrale hydroélectrique de Coo-Trois-Ponts est une centrale de pompage-turbinage d’Electrabel située en Belgique non loin de la cascade de Coo (sur l’Amblève). La centrale hydroélectrique proprement dite est située en souterrain entre deux bassins supérieurs sur le Mont Saint-Victor à Brume et un bassin inférieur qui occupe un ancien méandre de l’Amblève, détourné au xviiie siècle dans la cascade de Coo par les moines de l’abbaye de Stavelot. Le dénivelé entre les bassins supérieurs et le bassin inférieur est de 275 mètres. La centrale comporte six turbines Francis réversibles (convertibles en pompes) à axe vertical de plus de 4 mètres de diamètre. Le passage du mode pompage au mode turbinage s’effectue en quelques minutes. L’installation sert à adapter la fourniture (constante) en énergie de la centrale nucléaire de Tihange aux besoins (variables) du réseau. L’eau est pompée quand la demande est faible et turbinée lors des pics de consommation. Le turbinage est capable de fournir 1 164 mégaWatts pendant 5 heures (un stockage de 5 000 mégawattheures). Par an, cela représente un stockage/restitution de 1 000 GWh avec un rendement de 75 %. La quantité d’eau mise en œuvre est de 8 450 000 m³. La construction se fit en deux phases : 474 mégaWatts en 1971 auxquels vinrent s’ajouter un second bassin supérieur et 690 mégaWatts en 1980. L’usine électrique, située à environ 60 mètres sous la surface du sol, fait 128 mètres de long, 27 de large et 40 de haut. Les deux conduites forcées sont deux fois plus longues que hautes et font 8 et 6 mètres de diamètre et 20 mm d’épaisseur. La variation du niveau de l’eau est de 15 mètres pour le bassin inférieur et de 25 mètres dans les bassins supérieurs. Les bassins sont étanchéisés avec un revêtement bitumineux et l’eau est utilisée en circuit fermé. Les rotors des machines électriques synchrones font 5,82 mètres de diamètre (6,91 pour Coo II) et tournent à 300 tours par minute (Coo I) et 273 tr/min (Coo II). Dans le mode pompage, le moteur est lancé par un moteur auxiliaire pour atteindre la vitesse de synchronisme. Les débits de Coo I (Coo II) sont de 60 (100) m³ par seconde pour le turbinage et 51 (82) m³ par seconde lors du pompage. Les génératrices font 200 (230) MVA et 190 (200) MVA en mode moteur. Des vannes à boule de 2,65 mètres de diamètre commandent le débit. Une vanne à charnière commandée par un vérin hydraulique unique permet d’isoler la turbine de la conduite basse. L’opérateur envisage en 2015 un accroissement de la capacité de la centrale de 50%. Le fonctionnement est automatisé et commandé depuis Bruxelles.

GDF SUEZ et sa filiale Electrabel inaugurent aujourd’hui la centrale 100 % biomasse de Rodenhuize, en Belgique. Un investissement de 125 millions d’euros a en effet permis la transformation complète de la centrale à charbon de Rodenhuize en une centrale 100% biomasse. Cette centrale est une première mondiale à deux égards: il s’agit de la plus grande conversion de cette nature et elle offre les meilleurs résultats environnementaux parmi les unités converties à la biomasse. D’une puissance de 180 MW, Rodenhuize produira chaque année un volume d’électricité verte équivalant à la consommation annuelle de 320 000 familles et permettra de réduire de 1,2 million de tonnes les émissions annuelles de CO Elle est détenue par Electrabel (73%) et Ackermans & van Haaren (27%) Le charbon est désormais entièrement remplacé par des pellets de bois qui font l’objet d’une certification par un organisme indépendant attestant leur origine durable. Un tiers de l’approvisionnement en pellets de bois de Rodenhuize provient du parc de production de Pacific BioEnergy, au Canada, avec qui Electrabel a conclu un contrat d’achat à long terme de 225 000 tonnes de biomasse par an, acheminée par bateau jusqu’au port de Gand. «Cette réalisation est une première mondiale en termes de performance environnementale. Elle est unique en son genre par son ampleur, la technologie utilisée et ses prestations environnementales. Il s’agit d’une contribution majeure à la réalisation des objectifs fixés par l’Union Européenne. Ce projet cadre parfaitement avec notre stratégie de développement d’un parc de production diversifié et avec les engagements ambitieux que le Groupe a pris dans les énergies renouvelables», a indiqué Sophie Dutordoir, Directeur général d’Electrabel.

GDF SUEZ, au travers de sa filiale Electrabel, démarre la construction d’une centrale fonctionnant à la biomasse et au charbon de 800 MW à Rotterdam, sur le site du Maasvlakte. Ce projet représente un investissement global de 1,2 milliard d’euros, une contribution importante pour le développement économique et pour l’emploi de la région pour les prochaines années. Il s’inscrit dans le programme d’investissement de GDF SUEZ qui prévoit une enveloppe d’investissements de 30 milliards d’euros sur la période 2008 – 2010. Ce projet – principalement destiné à renforcer la sécurité d’approvisionnement en électricité en Europe de l’Ouest – s’inscrit dans le cadre des exigences strictes qu’Electrabel et GDF SUEZ s’imposent en matière de performance environnementale et de lutte contre le réchauffement climatique : La centrale, construite à partir des technologies les plus récentes, offre un rendement énergétique d’environ 46%, contrairement aux centrales à charbon de l’ancienne génération limitées a un rendement d’environ 36%. Grâce à l’amélioration de rendement, plus d’électricité sera produite avec moins de combustibles fossiles, ce qui entraînera une baisse d’environ 25% des émissions de CO2. L’installation fonctionnera pour moitié avec de la biomasse et pour moitié avec du charbon, diminuant de façon importante l’empreinte de CO2. En plus de ce bilan avantageux en matière de réduction des émissions de CO2, le site du Maasvlakte a notamment été retenu pour les possibilités qu’il offre en matière de capture et stockage du CO2 (CCS pour CO2 Capture and Storage). La centrale anticipe en effet les développements que devraient connaître ces technologies dans les prochaines années. Electrabel et GDF SUEZ s’impliquent activement dans la recherche et le développement dans ce domaine. Le groupe finalise ainsi actuellement un dossier de participation à un projet pilote industriel à grande échelle de CCS sur le site, dans le cadre du European Economic Recovery Plan. Par ailleurs, Electrabel collabore actuellement à un projet de mise au point et d’exploitation d’une installation test de capture du CO2 ; cette installation sera opérationnelle en 2010 dans la centrale de Gelderland à Nimègue aux Pays-Bas.

En 2009, AREVA Wind a installé les six premières éoliennes M5000 du parc éolien offshore « Alpha Ventus » en mer du Nord. Elles sont situées à environ 45 kilomètres de l’île de Borkum et ancrées à 30 mètres de profondeur. Alpha ventus est le premier parc éolien allemand à être construit en pleine mer dans un environnement maritime exigeant et à une telle profondeur. Il sera capable de fournir de l’électricité à 50 000 foyers. Les principales phases de ce projet-pilote – construction, montage, exploitation et raccordement au réseau – ont été menées simultanément en quelques mois. Ce projet pilote fournit d’ores et déjà un premier retour d’expérience qui servira au développement des futurs parcs. Les pales ont été fabriquées par une filiale AREVA Blades, filiale du Groupe, à Stade en Allemagne. Elles mesurent 56,3 m de longueur. Les principaux composants – fondations, différents segments des mats, nacelles, rotors et pales – ont été transportés à d’Eemshaven, aux Pays-Bas, à proximité du parc Alpha Ventus et stockés avant leur installation. Une fois sur site, les fondations (d’un poids de plus de 700 tonnes) ont été soulevées par une plateforme d’installation autoélévatrice équipée d’une grue et transportées jusqu’au point d’ancrage. Sa structure a la forme d’un trépied, ce qui constitue une innovation majeure et une première mondiale. Les 3 jambes du trépied sont « clouées » dans les fonds marins par des pieux de 35 à 40 m de long. Les pieux sont cimentés à la structure des fondations. Une fois les fondations en place, les segments de la tour d’acier, la nacelle et enfin le rotor sont montés.

Horns Rev 2, le plus grand parc éolien marin du monde a été inauguré le 17 septembre 2009 en mer du Nord en présence du Prince Frédérique du Danemark. Les 91 éoliennes construites par Dong Energy devraient produirent 800 GWh pour couvrir les besoins de 200’000 foyers danois. Horns Rev 2 s’étend sur 35 km2 à 30 km au large de Blaavands Huk, Danemark. Il comprend 91 turbines Siemens d’une capacité de 2,3 mégawatts/heure MWh chacune. Horns Rev 2 est le premier parc éolien au monde à être équipé d’un transformateur et d’une plate-forme avec 24 personnes à bord chargées de la maintenance et de la surveillance de la production électrique. Le 9ème parc du Danemark D’un coût 480 millions €, il est le neuvième parc offshore installé au Danemark depuis 1991. La ministre du Climat et de l’Energie Connie Hedegaard a salué, dans un communiqué, un lancement qui « cimente la position du Danemark de champion mondial de l’électricité éolienne ». « Près de 20% de la consommation électrique danoise sont couverts par l’énergie éolienne », a-t-elle souligné, ajoutant que le gouvernement « ne comptait pas s’arrêter là » et prévoit de tripler les capacités offshore dans les 4 années à venir », avec notamment un parc off-shore de 400 MW en 2012 au large de l’île d’Anholt, dans la mer du Kattegat. La capacité totale des 9 parcs offshore du Danemark est de 631 MW.

En 2007, la première centrale à gaz de Norvège (puissance installée de 450 MW) est entrée en service à Kårstø, mais elle n’est pas équipée pour capter et stocker le CO2.

La centrale de Kvilldal dans la municipalité de Suldal dans le comté de Rogaland est la plus grande centrale de Norvège avec une capacité installée d’un total de 1240 MW. La centrale dispose de quatre turbines Francis. En plus de l’eau du lac Blåsjø (niveau supérieur), la centrale de Kvilldal exploite l’eau de niveau intermédiaire dans les tunnels de transfert de longues rivière Årdalselva dans le sud, le lac Bråtveitvåna dans le nord et le lac Mosvatnet à l’ouest.

Le roi Olav V a ouvert la centrale de Kvilldal le 3 Juin 1982.

La centrale hydroélectrique d’Olida est une centrale hydroélectrique située à Trollhättan en Suède. Elle est située sur le cours du fleuve Göta älv, et utilise avec la centrale hydroélectrique d’Hojum la hauteur de chute de 32 m que le fleuve descendait initialement dans les chutes de Trollhättan. Ensemble, ces deux centrales délivrent une puissance de 220 MW pour une production annuelle de 1 260 GWh. La centrale d’Olida est le premier projet hydroélectrique d’envergure en Suède, et marque la fondation de l’entreprise Vattenfall.

L’état suédois a longtemps envisagé la construction de centrales hydroélectriques sur les principaux fleuves du pays, mais il craignait de ne pas pouvoir vendre l’électricité produite. En 1905, il achète l’entreprise Nya Trollhätte Kanalbolag qu’il transforme en entreprise d’état. En 1909, il transforme à nouveau l’entreprise qui prend alors le nom de Kungliga Vattenfallstyrelsen (approximativement agence royale des cascades) qui deviendra par la suite Vattenfall. En 1910, la centrale commença sa production avec 4 turbines, et quatre ans plus tard, le nombre de turbines atteint 8. Cinq autres turbines furent ajoutées en 1921. De nos jours, 10 des 13 turbines produisent de l’électricité.

Le parc éolien de Lillgrund est un parc éolien situé dans le détroit de l’Øresund près de Malmö dans le sud de la Suède. Avec une puissance de 110 MW, c’est le plus important parc éolien de Suède, ainsi que le troisième plus important parc éolien offshore au monde lors de sa création. Il a été construit en 2007, et appartient à Vattenfall. Il est composé de 48 éoliennes Siemens de 2,3 MW chacune.

C’est dans le détroit de l’Øresund, qui sépare le Danemark de la Suède, à 2 km à l’est du port de Copenhague, par 3 à 5 m de fond, que s’élève depuis fin 2000 ce parc éolien, l’un des plus grands parcs offshore danois construits jusqu’ici. Ses vingt aérogénérateurs, munis d’un rotor de 76 m de diamètre juché à 64 m au-dessus de l’eau, dessinent un arc de 3,4 km. Avec 40 MW de puissance, ce parc produit 89 millions de kWh par an (environ 3 % de la consommation d’électricité de la ville). En 2025, le Danemark entend satisfaire 50 % de ses besoins en électricité au moyen de l’énergie du vent, contre 21 % actuellement. Si les énergies renouvelables ne constituaient que 13,3 % de l’énergie primaire utilisée et 19,5 % de l’électricité produite dans le monde en 2009, leurs avantages écologiques suscitent un intérêt considérable. Grâce aux progrès techniques, qui ont considérablement réduit les nuisances sonores des éoliennes, les réticences s’estompent. Et avec 200 000 MW de capacité installée, et près de 29 % de croissance annuelle en moyenne sur les dix dernières années, la filière éolienne a pris son essor.

GDF SUEZ inaugure à Polaniec, dans le sud-est de la Pologne, l’unité biomasse Green Unit, la plus grande unité de production d’électricité au monde intégralement alimentée en biomasse composée de sous-produits issus de l’arboriculture forestière et de l’agriculture. Elle témoigne de la forte ambition du Groupe dans le développement des énergies renouvelables en Pologne et plus généralement en Europe. La centrale Green Unit, d’une capacité de 205 MW, est la première des unités 100 % biomasse de très grande taille à fonctionner avec un mix de sous-produits issus de l’arboriculture forestière (80 %) et de l’agriculture (20 %). Elle est dotée d’un très haut niveau de rendement, grâce à une technologie particulièrement innovante pour ce type de combustion (chaudière à lit fluidisé circulant, avec des installations de pointe pour le traitement des gaz de combustion). Cette unité fournit l’équivalent de la consommation d’électricité annuelle de 600 000 ménages et permet d’éviter 1,2 millions1 de tonnes d’émissions de CO2 par an. Elle fait partie du site de la centrale thermique de GDF SUEZ Energia Polska d’une capacité totale de 1 780 MW.

Le projet BEWAG qui vient d’être signé a lui aussi un caractère innovant. La mise en service d’une éolienne commerciale d’une capacité de 7,5 MW constitue un fait sans précédent qui a également été un facteur décisif pour la participation de la BEI. L’installation sera réalisée à Potzneusiedl, dans l’est du Burgenland. Le même type d’équipement, mais dont la capacité n’était jusqu’ici que de 6 MW, est déjà exploité avec succès depuis un certain temps. Les ressources mises à disposition serviront en outre à financer deux grands parcs éoliens à Andau/Albrechtsfeld (41 éoliennes, pour une capacité installée de 123 MW) et à Mönchhof/Halbturn (17 éoliennes, pour une capacité installée de 51 MW). Six éoliennes (13,8 MW) seront par ailleurs installées à Kittsee, et une (2,3 MW) à Deutschkreutz. UniCredit Bank Austria assumera le risque lié à l’ensemble du projet. Elle est responsable du refinancement aux côtés de la BEI.

C’est ici que se trouvent les restes de la centrale hydroélectrique qui a été construite et mise en fonction en 1895, seulement 2 jours après celle créée par Nikola Tesla sur les chutes du Niagara ! Cette invention a permis à Šibenik de recevoir la lumière électrique bien avant d’autres villes d’Europe comme Vienne, Rome ou Londres. Le bâtiment que vous pouvez voir depuis les chutes est la centrale électrique Jaruga qui a été crée 10 ans plus tard, elle est toujours en activité aujourd’hui.

La centrale hydraulique autrichienne d’Obervermuntwerk, située à Gaschurn dans le Land du Vorarlberg, va être transformée en une station de pompage-turbinage (Step). Le projet baptisé Obervermuntwerk II consiste à construire une centrale souterraine de 360 MW, contre 29 MW pour la station hydraulique existante mise en service en 1943. En période de surplus de production, l’eau sera pompée du lac de Vermuntsee jusqu’au lac de Silvretta-Stausee, situé 311 mètres plus haut, pour être inversement turbinée lors des périodes de demande. Les travaux doivent commencer en mai prochain, pour un investissement de 600 millions d’euros. La centrale doit entrer en service en 2018. Cet ouvrage viendra renforcer la réactivité du réseau dans l’espace germanique, pour compenser les énergies renouvelables variables. Une station de pompage-turbinage peut atteindre sa puissance maximale en deux minutes alors que les turbines à gaz, les centrales thermiques les plus flexibles, ont besoin de 15 minutes pour en faire autant. Le Français Alstom fournira les deux alternateurs de 180 MW chacun, spécialement conçus pour la centrale électrique et se distinguant par une « excellente capacité à charge partielle », selon le fabricant. « Ils fonctionnent en effet à la fois pour des gammes de charges faibles et moyennes, explique le communiqué de presse.En termes de flexibilité, les Step permettent une augmentation de la puissance nominale allant jusqu’à 33 % en condition d’exploitation à charge partielle. La production d’électricité peut être ainsi idéalement ajustée afin de répondre aux besoins du réseau. » Alstom développe actuellement des centrales de pompage-turbinage à vitesse variable pour une capacité totale de 3 GW dans le monde entier.

Le barrage de la Grande-Dixence est le plus haut barrage poids du monde, et le plus massif d’Europe. Situé dans le val des Dix sur la commune d’Hérémence en Valais, il mesure 285 mètres de haut. Il fait partie d’une vaste installation hydroélectrique nommée Cleuson Dixence ou Grande Dixence, d’une puissance de 2 000 MW qui l’associe notamment au barrage de Cleuson.

Construit entre 1953 et 1961, à l’emplacement d’un verrou glaciaire, le barrage constitué de six millions de mètres-cubes de béton1 bloque le cours de la Dixence. Son lac d’accumulation, le lac des Dix, mesure 5 km de long.

Sur la même rivière, en amont, se situait le barrage de la Dixence, barrage voûte construit dans les années 1930. Ce barrage a été noyé lors de la mise en eau du barrage de la Grande-Dixence et peut encore être aperçu lorsque le niveau du lac est bas.

Le barrage est un immense ouvrage dont l’épaisseur atteint 193 mètres à la base et 15 mètres au couronnement. La longueur totale du couronnement se monte à 748 mètres. Au total, ce ne sont pas moins de 5 960 000 m3 de béton parcourus par 32 kilomètres de galeries et de puits de surveillance. La poussée de l’eau provoque un déplacement du couronnement de 10 centimètres en aval. Plus de 100 km de tunnels acheminent de l’eau depuis les vallées aux alentours via une quarantaine de captages et plusieurs usines de pompage. Le bassin de captage s’étend sur plus de 380 km2 depuis le val d’Héremence jusqu’au mont Rose près de Zermatt (à plus de 40 kilomètres du barrage).

Trois galeries d’amenée et conduites forcées acheminent les eaux du barrages vers ses différentes centrales hydroélectriques qui sont :

• La centrale hydroélectrique de Chandoline, 120 MW
• La centrale hydroélectrique souterraine de Fionnay, 290 MW
• La centrale hydroélectrique souterraine de Nendaz, 390 MW
• La centrale hydroélectrique souterraine de Bieudron, 1 200 MW
• La centrale hydroélectrique de Chandoline est la centrale la plus vieille, construite avec le barrage de la Dixence en 1930
• La centrale hydroélectrique de Nendaz a comme particularité de réutiliser les eaux précédemment turbinées à l’usine hydroélectrique de Fionnay.
• La centrale hydroélectrique de Bieudron détient trois records mondiaux (état en 2010) :
  • La plus haute chute d’eau, (1 880 mètres)
  • La plus grande puissance par turbine Pelton, (400 MW)
  • La plus grande puissance par pôle des alternateurs, (35,7 MVA)

La puissance installée sur tout le complexe se monte à 2 000 MW, soit la production équivalente d’une centrale nucléaire et demi.