Le Japon a autorisé l’extension de la durée de vie des réacteurs nucléaires à 60 ans, malgré les craintes de la population depuis la catastrophe de Fukushima en Mars 2011.
 |
 |
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
enXco, filiale américaine d’EDF Energies Nouvelles, a annoncé mercredi la signature d’un accord avec Cielo Wind Power, développeur et exploitant de centrales éoliennes, pour acquérir le projet éolien en développement de Spinning Spur au Texas, d’une capacité de 161 MW.
Le projet éolien de Spinning Spur, situé dans le comté d’Oldham, à l’ouest d’Amarillo au Texas, constitue le premier parc éolien d’enXco au Texas. Il compte 70 turbines Siemens d’une capacité unitaire de 2,3 MW.
L’électricité produite sera vendue à la compagnie américaine Southwestern Public Company, filiale à 100% de Xcel Energy, dans le cadre d’un contrat de vente d’électricité (PPA) d’une durée de 15 ans.
La construction doit démarrer au premier semestre pour une mise en service du parc prévue en décembre 2012.
«La situation du marchééolien aux Etats Unis et l’incertitude sur le renouvellement du crédit d’impôt (Production Tax Credit) après 2012 créent des opportunités de partenariat avec des développeurs importants comme Cielo Wind Power. C’est surtout pour nous une occasion idéale d’investir le marché texan en tant que producteur d’électricité d’origine éolienne», a déclaré David Corchia, Directeur Général d’EDF Energies Nouvelles.
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
Inaugurée par le roi d’Espagne en octobre 2011, Gemasolar représente une grande avancée dans le secteur de l’énergie solaire puisqu’elle est la première centrale solaire pouvant produire de l’électricité 24 heures sur 24.
C’est à Séville, en Andalousie, qu’est installée Gemasolar, la première centrale solaire commerciale au monde capable de produire de l’électricité même sans soleil, grâce à l’utilisation de sel fondu, en lieu et place du pétrole, comme fluide de transfert.
Plus de 2 600 miroirs répartis sur 185 hectares concentrent les rayons du soleil sur un récepteur géant placé au centre de l’installation afin de chauffer le sel liquide.
La température, qui dépasse les 500 °C, est bien supérieure à celle des centrales habituelles dont la technologie repose sur des capteurs cylindro-paraboliques. Ces hautes températures génèrent ensuite une vapeur pressurisée plus chaude, qui assure une mise en mouvement plus efficace des turbines.
Grâce à la capacité de stockage du sel, la centrale est à même d’injecter de l’électricité dans le réseau jusqu’à 15 heures sans qu’il y ait de soleil, par exemple pendant la nuit et les périodes nuageuses.
Forte d’une capacité de 19,9 MW, Gemasolar peut approvisionner en électricité quelque 27 500 ménages du sud de l’Espagne. Sa production annuelle équivaut au volume d’énergie d’une centrale thermique classique qui consommerait 89 000 tonnes de lignite ou à la transformation de 217 000 barils de pétrole. La centrale devrait par conséquent permettre de réduire les émissions de CO2 de plus de 30 000 tonnes par an.
Un projet phare de l’innovation en matière d’énergie solaire
«Nous voulons nous implanter dans le monde entier et développer l’utilisation de l’énergie solaire à concentration comme source d’énergie durable» a déclaré Enrique Sendagorta, le président de Torresol Energy, une co-entreprise formée par le groupe d’ingénierie espagnol SENER et Masdar, la société publique de mise en valeur des énergies renouvelables d’Abu Dhabi. « Ce faisant, nous contribuerons à la protection de l’environnement pour les générations futures » a t-il ajouté.
L’inauguration officielle de Gemasolar a eu lieu en présence du prince héritier d’Abu Dhabi Sheikh Mohammed bin Zayed Al Nahyan et du roi d’Espagne Juan Carlos.
Gemasolar est le projet phare de Torresol Energy. La centrale a récemment reçu de la compagnie américaine CSP Today le prix 2011 de l’innovation technologique commercialisée de l’année et un Ruban d’honneur des European Business Awards.
Ce projet ultramoderne fait figure de pionnier.
La Banque Européenne d’Investissement y a contribuéà hauteur de 80 millions d’euros. Gemasolar est l’une des sept centrales solaires à concentration et 19 centrales photovoltaïques financées par la Banque depuis 2006 pour un montant total de 2,6 milliards d’euros.
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
La Norvège a promis de consacrer 300 millions de dollars au développement des énergies renouvelables dans les pays les plus pauvres.
|
|
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
Une nouvelle convention a été signée entre Nathalie Kosciusko-Morizet, ministre de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement, et Jacques Creyssel, délégué général de la Fédération du Commerce et de la Distribution (FCD).
|
|
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
Le fabricant chinois de panneaux solaires, Suntech Power, a annoncé mardi avoir expédié plus d’un gigawatt de panneaux photovoltaïques à ses clients européens en 2011.
Malgré les difficultés qu’a connu le marché des panneaux photovoltaïques en 2011 et sa fragilité actuelle, Suntech indique pourtant avoir élargi sa part de marché et a de nouveau franchi le cap du gigawatt, après le boom de 2010.
En revenant sur l’année 2011, Vedat Gürgeli, Vice Président des Ventes et du Marketing de Suntech Europe a déclaré«Ce résultat exceptionnel traduit à la fois un ancrage fort de Suntech en Europe et une implantation solide de son réseau de distributeurs sur les marchés européens. En 2011, nous avons observé un retour des clients vers des produits de qualité : ils se sont tournés vers les industriels leaders du marché, ceux qui s’attachent pleinement à la fiabilité (…) Nous sommes convaincus d’être en bonne place pour participer à la croissance du solaire en Europe. »
Fin 2011, Suntech célébrait son 10ème anniversaire et devenait le premier et seul producteur de l’industrie du solaire à atteindre les 5 GW de panneaux installés par ses clients et partenaires dans le monde entier. Ces 20 millions de panneaux Suntech installés représentent une quantité d’énergie renouvelable qui compense l’émission d’environ 3.78 millions de tonnes de CO2 par an. On pourrait comparer aussi ce chiffre à la plantation de 9 millions d’arbres ou au retrait de 1,5 million de voitures du réseau routier.
Avec l’utilisation en hausse de l’énergie solaire dans de plus en plus de pays dans le monde, Suntech aspire maintenant à dépasser le cap des 10 GW dans les deux ans à venir.
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
Une conférence intitulée « Les facteurs clé de réussite pour les grands projets solaires » et relative notamment au projet méditérranéen “Desertec” a été organisée par BearingPoint, cabinet de conseil et Enerpresse, le 12 janvier dernier.
Au menu de cet évènement, des analyses, des recommandations et un débat sur le cas du projet Desertec.
Les experts participants à cette conférence :
Les deux rives de la Méditerranée doivent faire face à l’accroissement inévitable de la consommation d’énergie. Pendant ce temps, les problématiques du sud et du nord évoluent en sens inverse.
Tout d’abord, la présence de peu de ressources énergétiques au nord tandis que d’importantes sources d’énergie renouvelables existent au sud. Et ensuite, la présence d’un savoir-faire technologique importante au nord alors que le sud dispose de peu de savoir-faire et a plus besoin d’un transfert de compétence.
L’énergie solaire présente un intérêt pour diverses raisons : le potentiel est gigantesque (moins de 6h suffiraient à produire la quantité d’énergie que l’humanité consomme en un an) ; des champs de collecteurs solaires sur moins de 0,3 % des surfaces désertiques de la région sud méditerranéenne suffiraient à répondre à l’augmentation des besoins en électricité et eau douce de ces pays et de l’Europe.
C’est dans ce contexte que le concept Desertec est né et qu’une fondation Desertec a vu le jour en 2008 pour le formaliser. Un an plus tard, une entreprise dont le but est de concrétiser le projet, voit le jour.
Quels sont les facteurs clés de succès de ce projet pharaonique ? Comment s’assurer qu’un projet comme Desertec devienne une réalité industrielle ? Telles sont les questionnements auxquels le cabinet BearingPoint a essayé de répondre à travers son étude et auxquels le panel d’expert de la conférence va essayer d’apporter un éclairage.
1. Favoriser des deux côtés de la Méditerranée une réglementation cohérente
Il s’agit de favoriser l’émergence de réglementations locales, de projets locaux sans vouloir aller vers une harmonisation multi-pays, qui pourrait être contre-productive.
Il est important d’assurer une cohérence et une compatibilité des messages à adresser aux partenaires de l’autre côté de la méditerranée pour éviter un déséquilibre au sein même de l’Europe et des pays du sud.
2. Repenser la coopération entre le nord et le sud afin de construire une relation durable gagnant-gagnant
Dès l’amont, il s’agit de s’accorder sur les attentes de chacun. Il apparaît en effet nécessaire d’adopter une approche de gagnant-gagnant permettant d’assurer les intérêts des pays du sud notamment dès l’amont du projet à travers les contrats d’approvisionnement ainsi que par la mise en place d’une gouvernance portée par l’ensemble des pays (pays du sud producteurs et pays du nord consommateurs). Il sera notamment intéressant de s’inspirer du modèle de coopération Chine-Occident qui favorise au coeur de la relation bilatérale le transfert de technologie entre les deux parties et la recherche d’équilibre.
3. Mettre en place un « marché européen de l’électricité verte » pour permettre la rentabilité des infrastructures et le développement du secteur
Il s’agit d’émettre des conditions de marchés qui permettent de construire un véritable marché structuré avec les corolaires boursiers, financiers et fiscaux liés, permettant ainsi de fluidifier les échanges. Il faudra tout particulièrement veiller à construire un marché unifié sur les deux rives de la méditerranée pour avoir un marché productif et ouvert à toutes les parties prenantes.
4. Evaluer la maturité des technologies et être continuellement à la pointe de l’innovation technologique
Les technologies du solaire restent chères. Il s’agit de se mettre en capacité d’innover continuellement pour générer les bonnes idées et aboutir à diminuer les coûts in fine en s’entourant notamment, de start-ups innovantes, de facultés, de pôles de recherche. Il est crucial que ces centres d’intelligence soient au plus près des lieux de développement du projet (et notamment dans les pays du sud).
5. Prendre en compte l’ensemble de l’équation environnementale
Le solaire thermodynamique a un impact environnemental modéré du fait de son empreinte carbone faible, cependant cette technologie nécessite deux à trois fois plus d’eau qu’une centrale à charbon. L’eau est essentielle pour refroidir le système et pour nettoyer la poussière sur les panneaux solaires, ce qui est nécessaire pour améliorer leur efficacité. Ceci pose donc un double enjeu du fait que les installations soient au Sahara : la rareté de l’eau dans cette région et la grande fréquence des tempêtes de sables. La prise en compte de l’ensemble de l’équation environnementale n’est donc pas aussi simple que prévue.
Il s’agira de trouver des solutions adaptées aux territoires en envisageant par exemple, des installations de panneaux près des mers, de coupler la problématique de production énergétique à la problématique de dessalement de l’eau…
6. Garantir la pérennité du développement de DESERTEC en améliorant son niveau de rentabilité
Il est obligatoire d’intéresser les investisseurs à ce type de projet. Pour que le projet voit le jour, il est important de répondre à des exigences de rentabilité de l’ordre de 12 à 15% (niveaux de rentabilités comparables à ceux des projets hydrocarbures).
Aujourd’hui, ce taux de rentabilité n’est pas atteint mais des analyses du DLR 1 datant de 2005 ont montré que la rentabilité du projet Desertec serait atteinte entre 2020 et 2030. Cela pourra devenir possible à condition de jouer sur plusieurs leviers comme les revenus et les coûts. Ainsi, la Dii anticipe une baisse à 4-5 centimes d’euros à terme.
Il s’agira ensuite de définir à quel prix cette énergie pourra être revendue au consommateur.
7. Consolider les ressources financières tout au long du projet par la mise en place d’un partenariat Public-Privé
L’un des principaux enjeux du projet DESERTEC est de s’assurer de la mise à disposition de ressources financières suffisantes sur toute la durée du projet. Il faudra alors faire appel à deux types de ressources financières qui assureront le financement de Desertec de manière différente mais complémentaire tout au long du projet : des ressources provenant d’acteurs publics et des ressources provenant d’acteurs privés à travers des partenariats publics-privés.
En synthèse, il apparaît que le défi d’un tel projet est finalement d’apporter une réponse aux mutations énergétiques mondiales : épuisement des ressources fossiles, lutte contre gaz à effet de serre, diversification des partenaires énergétiques, sécurisation alimentation énergétique…
D’autre part, ce type de projet est aussi une possibilité pour l’Afrique du Nord de se doter d’un rôle nouveau et plus central en se positionnant comme le grenier d’énergies renouvelables pour elle-même et pour l’Europe. Ce rôle pourra être un atout de taille pour l’Afrique et constituer un catalyseur de développement du continent dans sa globalité.
Voir aussi : la 2ème partie
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
A l’occasion du Sommet mondial des énergies futures (WFES) 2012, Masdar City et TVP Solar ont annoncé la finalisation de l’installation d’un champ de panneaux thermiques solaires plats (par le vide) à destination de l’usine de refroidissement solaire de Masdar City.
Masdar City, la future ville écologique basée à Abou Dabi, dans les Émirats arabes unis sera en capacité d’accueillir jusqu’à 50.000 habitants et 1.500 entreprises. Elle devrait voir le jour en 2020. La sociétééponyme spécialisée dans les énergies renouvelables, teste actuellement les panneaux MT-Power de TVP Solar pour tenter de répondre aux exigences de la ville en matière de climatisation.
TVP Solar prévoit ainsi que les panneaux MT-Power fournissent plus de 70 % d’efficacité de conversion solaire / refroidissement en fonctionnant à 180°C pour alimenter un refroidisseur d’absorption à double-effet. “Les panneaux capturent de la lumière diffuse et directe, fournissant un rendement énergétique au moins 30% supérieur à celui de tout concentrateur” affirme la compagnie. Par ailleurs, les panneaux MT-Power auraient la faculté de fonctionner efficacement dans un environnement “rigoureux” et “poussiéreux” du désert, ne nécessitant “aucun entretien” ou “nettoyage de précision“.
Selon MT-Power, la conception de surface plane combinée aux meilleurs panneaux d’isolation thermique (par le vide) inventés par le Dr. Vittorio Palmieri, supprimerait les pertes de convection et maintiendrait entièrement l’écoulement des fluides dans l’enveloppe à vide, créant ainsi des performances thermiques incomparables tout en conservant un profil de coût, très bas en matière de concentrateurs.
«Servant de banc d’essai à l’innovation, Masdar City propose un environnement fertile pour inspirer la créativité et la croissance aux organisations opérant dans le secteur stratégique et dynamique de l’énergie renouvelable et des technologies propres. Les innovants panneaux thermiques solaires plats à vide de TVP Solar correspondent parfaitement aux ambitions d’usine de refroidissement solaire de Masdar et aux conditions climatiques de la région » a déclaré Alan Frost, Directeur de Masdar City.
«Masdar City est le lieu idéal pour tester MT-Power à des fins de refroidissement solaire, étant donné sa grande exposition au soleil, la demande élevée et la possibilité de le comparer immédiatement aux technologies thermiques solaires de concentration précédemment testées. TVP Solar prévoit que ses produits révolutionnent l’industrie solaire et les technologies renouvelables, servant d’importants clients dans le domaine de la climatisation, tels que des centres de données et des immeubles de bureaux/commerciaux, tout en générant des économies considérables en matière de services énergétiques et en réduisant les émissions de CO2 de manière significative. Sans incitation, dans certains pays, un champ solaire de MT-Power sera amorti en moins de 6 ans », a déclaré Piero Abbate, PDG de TVP Solar.
TVP Solar vise à déployer davantage de champs solaires MT-Power pendant l’année 2012 à des fins de climatisation à alimentation solaire avec un refroidisseur d’absorption en deux étapes dans une configuration de système hybride gaz naturel/solaire qui fonctionnera 24h/24, 7j/7, couvrant les charges de base et de pointe.
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
Une conférence intitulée « Les facteurs clé de réussite pour les grands projets solaires » et relative notamment au projet méditérranée “Desertec” a été organisée par BearingPoint, cabinet de conseil et Enerpresse, le 12 janvier dernier.
Au menu de cet évènement, des analyses, des recommandations et un débat sur le cas du projet Desertec.
Les experts participants à cette conférence :
Voici une Synthèse des échanges avec les experts :
A. Comment sécuriser ce type de projet ?
M. Lorec, Adjoint Directeur Général au Ministère de l’Ecologie a rappelé que Desertec est un projet à l’échéance relativement lointaine (2040) et de 400 Mds €. Aujourd’hui, le vrai sujet est d’être en capacité de réaliser des petits projets. Nous sommes dans des régimes transitoires aujourd’hui et le besoin du soutien des états, de subventions (BEI, Banque mondiale, KfW…) est plus que jamais d’actualité.
L’urgence est de mettre en place une structuration financière qui consiste à compléter une rentabilité qui n’existe pas aujourd’hui, pour permettre à de tels projets de se développer et de devenir rentables.
Par ailleurs, il est fondamental de disposer d’un cadre général de coopération, d’un cadre politique qui puisse exister même après la phase de transition, afin de sécuriser les projets dans ces pays.
Par ailleurs, la rentabilité peut être également améliorée grâce au cadre politique qui permettra de cadrer les facteurs de risques (monétaires, pays…). Différents outils sont en train d’être mis en place pour prendre en compte les différents risques.
B. Quelles sont les technologies qui vous semblent les plus appropriées aujourd’hui ?
Monsieur Lorec a affirmé que la fondation Desertec était très orientée vers technologie CSP à ce jour. Aujourd’hui, la Dii est plus ouverte à toutes les technologies. Il est fondamental de prendre en compte les spécificités territoriales et du projet avant de réaliser un choix de technologie. Par exemple, sur des réseaux particuliers, des profils énergétiques particulier, le stockage n’est pas indispensable.
Il faudra faire preuve de pragmatisme et adapter le choix des technologies à chaque territoire.
C. Quelle pourrait être la relation ad hoc entre le Nord-Sud ?
Monsieur Kamal Faid, PDG SPTEC, ex président observatoire de l’OME a rappelé que la relation Nord-Sud était une relation entre pays producteurs et pays consommateurs. Cette relation pour être optimale, devra résoudre plusieurs équations : quel est le coût d’accès de l’énergie aux pays du nord ? Est-ce que les pays du sud doivent consacrer une partie de leur ressources financières à développer les centrales solaires pour exporter l’énergie ? Dans quel cadre les sites seront exploités (rentes solaires ? paiement d’une redevance / kWh produite ? concession) ?
Les pays du sud devront aussi participer aux enjeux technologiques. Il sera important de ne pas reproduire le schéma de l’industrie pétrolière. Jusqu’à la fin des années 60, il était dit aux pays du sud « Vous n’avez pas de savoir-faire, ni d’argent, laisseznous (pays du nord) exploiter votre source d’énergie et vous aurez en échange 12,5% de chaque baril ». Après les années 60, des ingénieurs et techniciens locaux ont com mencéà contribuer. Aujourd’hui, aucun pays producteur n’est capable de reproduire un schéma de raffinerie simple. Ils continuent tous à importer le moindre boulon.
Le Maghreb peut jouer un rôle entre l’Europe et l’Afrique Sub-saharienne. Cependant, du chemin reste àêtre parcouru lorsqu’on voit qu’entre les pays du Maghreb, la possibilité de développer des politiques énergétiques communes n’existe pas encore, que des centres de recherche communs n’ont pas encore vu le jour.
D. Quel type de schéma de financement optimal pour ce type de projets ?
Lynn Nahmani, experte en investissement en énergie, a indiqué qu’en 2010 la banque mondiale a donné 200 à 300 milliards de dollars de subventions pour le solaire. En même temps, il y a eu des engagements d’investissements de 1000 milliards de dollars jusqu’en 2020, sur les énergies renouvelables. Desertec représentent la moitié des investissements en énergies renouvelables en Europe.
La marché obligataire (émission des projects bonds) peut être un facteur clé de développement de ces projets. Ce concept, très développé aux USA, traîne les pieds en Europe. La Banque mondiale depuis 2008 a mis des milliards de dollars de green bonds. Aujourd’hui, les agences multilatérales sont très sollicitées et peuvent jouer des rôles importants.
Le recours à des fonds verts (structure de fonds propres ou structurés) peut également être une option.
En matière de structure de financement, la structure du projet Shams (600 Millions de dollars) à Abu Dhabi, indique l’implication très importante du pays (fonds) et du gouvernement qui a concédé les terrains. La conception de feed-in-tarif n’est pas utilisée.
Chaque projet doit mettre en place son propre montage. Desertec, n’est pas un projet mais une mosaïque de projets. Des milliers de projets construits indépendamment du point de vue financier, n’est peut-être pas la bonne adoption.
Les facteurs de succès pour le financement d’un tel projet sont les suivants :
Garantir la viabilitééconomique (tarifs de rachat, taxation stable …)
Disposer d’une technologie éprouvée
S’appuyer sur une solidité financière des intervenants
Disposer d’un cadre juridique garant de la loi
Identifier des risques quantifiables assumés par des entités ad hoc.
Pour Desertec, c’est la notion de Réglementation stable qui est la plus en jeu. En 2010, Standard & Poors a réuni des acteurs privé-publics pour débattre du financement de ces investissements, des risques au développement des énergies renouvelables. Les risques ont été hiérarchisés de la façon suivante :
Risque pays très important et risque de pérennité politique : inadéquation entre durée très longue des investissements (20 à 50 ans) et durée des réglementations
Concernant les pays du nord (France, Espagne, Italie, …), le manque de cadre réglementaire stable pour les ENR est un des facteurs les plus importants.
=> Le risque politique n’est pas là où l’on imagine. Il n’est pas tant dans les pays du sud (printemps arabe) mais plutôt dans les pays du nord, en vertu du cadre réglementaire.
E. Quel type de PPP, quelle type de répartition entre privé et public ?
Monsieur Christophe, spécialiste des Partenariats Publics-Privés, PPP, a rappelé que différents modèles de PPP existent : PPP simples à complexes (ex : concessionnaire supporte un risque de transport…)
Avec le PPP, l’expertise privée est mobilisée dans un contrat global. Plus le projet est complexe, plus le fait d’arriver à engager le privéà long terme est important pour la réussite du projet. Le PPP est une approche flexible, qui permet d’allouer les risques aux partenaires les plus à même de les supporter. Par ailleurs, le PP évolue dans le temps : des PPP peuvent être très publics au départ puis se privatiser après.
Les Facteurs clés de succès sont les suivants :
Disposer d’un cadre juridique stable
Disposer d’un projet technique convaincant
Prendre en compte des projets viables du point de vue de la personne publique et privée
Prendre en compte des projets dont la taille est finançable
S’appuyer sur des partenaires expérimentés
Avoir des partenaires publics solvables
La pérennité va être largement de la responsabilité de la personne publique. Le PPP peut apporter plus de pérennité en mettant tous les acteurs autour de la table. Mais le PPP ne répondra pas à la question : comment trouver les fonds en période de crise financière ?
Pour cette question, il s’agira de vous auprès des :
- Fonds d’investissements publics (fonds inframed (350 ME et ce fonds a pour objectif de lever 1 Mds)) ; institutions multilatérales ; agences de crédit export …
Fonds privés : interroger les banques régionales du maghreb et explorer les pistes des financements islamiques …
Voir aussi : la 1ère partie
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
L’entreprise canadienne Windstream Wolfe Island Shoals (WWIS) a annoncé hier avoir signé un accord avec Siemens Canada pour lui fournir 130 turbines d’éoliennes dans le cadre de son projet de parc éolien de 300 mégawatts sur le lac Ontario.
En effet, le projet de parc éolien devrait être situéà quelques kilomètres au large de la côte sud-ouest de l’Ile de Wolfe, dans la partie est du lac Ontario. Les pâles des éoliennes seront construites par l’usine de Siemens située à Tillsonburg, au sud de la province de l’Ontario.
Il faut savoir que Windstream est la seule entreprise dont la production d’énergie éolienne offshore bénéficie du programme de tarifs de rachat garanti (PTRG), attribué par la Commission de l’Energie de l’Ontario (CEO) en mai 2010. Au final, le choix allemand devrait lui assurer une activitééconomique locale (plus de 50% des matériaux utilisés proviendront de la province) et le projet devrait également permettre de créer plus de 1.900 emplois durant les cinq premières années.
«Nous sommes très heureux d’avoir signé ce contrat avec Siemens Canada. Les 140 années d’expérience de Siemens dans le secteur de l’énergie et son réseau mondial d’employés très compétents nous confortent dans notre idée que nous avons choisi le bon fournisseur » a déclaré Ian Baines, le Président de Windstream Energy. «Siemens est le principal fournisseur mondial de turbines d’éoliennes offshore. Nous voulons tirer parti de leur expérience pour développer le premier projet d’énergie éolienne au Canada» a-t-il rajouté ensuite.
La Loi sur l’énergie verte, adoptée en 2009, définit une priorité qui est de faire de l’Ontario le leader nord-américain de la production et de l’utilisation des sources d’énergies propres et renouvelables (éolienne, hydrique, solaire, biomasse et biogaz). En 2003, 67 % de l’électricité ontarienne a été générée à partir de sources ne produisant pas d’émissions. Avant 2030, 92 % de l’électricité sera “propre” et exempte d’émissions de CO2.
La Loi sur l’énergie verte couvre également le Programme de tarifs de rachat garanti (PTRG), qui offre des garanties de prix à long terme aux producteurs d’électricité renouvelable. L’Ontario est aussi la première juridiction à fonder son réseau «intelligent » sur la tarification obligatoire selon l’heure de la consommation d’électricité.
Pour en savoir + : LIRE L’ARTICLE SUIVANT
