Le blog sur l’energie solaire, la location de toitures en panneaux photovoltaiques, l’investissement solaire

EDF Energies Nouvelles a annoncé avoir pris une participation de 96% via sa filiale américaine EDF Renewable Energy, dans un projet éolien de 175 MW d’Orion Energy Group et Vision Energy LCC.

Ce projet, Pilot Hill, situé dans l’Illinois, bénéficie d’un contrat de vente d’électricité de 20 ans avec Microsoft Corporation. Situéà 96 km au sud-ouest de Chicago, le futur parc éolien sera raccordé au réseau électrique qui alimente le centre de données de Microsoft, baséà Chicago.

Les turbines seront fournies par General Electric (GE) et Vestas.

La construction du site doit débuter très prochainement pour une mise en service prévue au premier trimestre 2015.

“La prise en charge directe de leur approvisionnement en énergie renouvelable par des organisations emblématiques comme Microsoft est une tendance encourageante. Cet investissement dans le secteur éolien permet à ces entreprises de réduire leur empreinte carbone et de contrôler leurs coûts énergétiques à long terme” a déclaré Ryan Pfaff, Executive Vice President d’EDF Renewable Energy.

Pour Microsoft, l’achat d’énergie renouvelable à travers le projet éolien Pilot Hill représente à ce jour son plus gros investissement. L’accord passé avec EDF EN verra la firme américaine acheter jusqu’à 675.000 MWh d’énergie renouvelable chaque année, soit assez pour répondre aux besoins de 70.000 foyers de l’Illinois.

“En achetant ‘le vent’, nous allons réduire le montant global des émissions liées à l’exploitation des installations de Microsoft et nous espérons stimuler les investissements supplémentaires dans les énergies renouvelables. Parce que le centre de données de Chicago est alimenté par le réseau électrique de l’Illinois, des projets comme Pilot Hill aideront à fournir une source non polluante d’énergie” a déclaré le géant de l’informatique dans un communiqué.

“Microsoft se concentre sur la transformation de la chaîne d’approvisionnement en énergie pour les services de cloud computing, de la centrale à la puce“, a expliqué Brian Janous, directeur de la stratégie énergie chez Microsoft. “Ce type d’engagement assure une injection ‘propre’ au réseau afin d’alimenter nos centres de données.”

“Comme le coût des énergies renouvelables continue de baisser, il est encourageant de voir de grandes sociétés investir dans le secteur en se fondant non seulement sur leur désir d’avoir un impact positif sur l’environnement, mais aussi parce que c’est bon pour les affaires” a ajouté Ryan Pfaff.

Cet accord est financé en partie par la taxe carbone interne à Microsoft. Celle-ci incite les différentes divisions de l’entreprise à compenser leurs émissions de carbone.

** Avec 5,7 GW de projets renouvelables développés à travers les Etats-Unis, le Canada et le Mexique, EDF Energies Nouvelles figure parmi les plus grands développeurs d’énergies renouvelables en Amérique du Nord.

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Depuis la Coupe du monde de la FIFA 1950, le stade Maracanã représente l’un des lieux mythiques du ballon rond et grâce à de récentes rénovations, il pourrait maintenant entrer dans l’histoire du développement durable.

En effet, Yingli Green Energy s’est associé avec Light ESCO, EDF Consultoria, Schlaich Bergermann und Partner ainsi qu’avec l’État de Rio de Janeiro pour installer plus de 1.500 panneaux sur la toiture du stade.

Ce système solaire générera une quantité d’électricité suffisante pour alimenter plus de 240 foyers chaque année tout en évitant l’émission de plus de 2.560 tonnes de dioxyde de carbone.

Les partenaires de Yingli ont résolu le problème architectural que représentait le toit en toile rétractable du stade en montant les panneaux solaires sur une structure métallique circulaire entourant la toiture. Bien en vue, ces modules solaires doivent porter l’énergie verte sur le devant de la scène internationale lors des prochaines compétitions, contribuant à sensibiliser les amateurs de football de la planète entière aux questions environnementales.

Les 1556 panneaux solaires du stade Maracanã sont montés sur une structure métallique circulaire de 183 tonnes entourant la toiture du stade. Cette structure fournit un espace utilisable d’environ 2.380 m2 pour l’installation des modules.

A sa construction, pour la Coupe du monde 1950, le stade Maracanã pouvait accueillir plus de 200.000 supporters, ce qui faisait de lui le plus grand stade du monde en termes de capacités. Désormais, il compte 78.838 places assises, soit le plus grand stade d’Amérique du Sud.

[ Les panneaux solaires sont montés sur un cercle métallique entourant le toit en toile rétractable du stade. Le permier panneau a été installé sur le stade en avril 2013. ]

L’Etat de Rio de Janeiro prévoit de construire davantage de projets solaires dans le quartier du Maracanã, notamment à l’Université de l’Etat de Rio de Janeiro (UERJ) et au gymnase Maracanazinho.

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La société Ailes Marines, créée par Iberdrola et Eole RES pour développer, construire puis exploiter le parc éolien en mer de la Baie de Saint-Brieuc, a confirmé le choix de la jacket comme fondation du parc éolien en mer de Saint-Brieuc.

Les conclusions des dernières études d’ingénierie réalisées par Ailes Marines au cours de l’année 2013 et au premier semestre de l’année 2014 confortent définitivement le choix de la jacket (structure métallique en treillis), comme future fondation des éoliennes en mer du champ de Saint-Brieuc.

Les fondations jackets retenues seront réalisées sur le port de Brest, conformément au plan industriel annoncé.

Ailes Marines poursuit avec ses partenaires des études sur le design des fondations jackets, afin de les adapter aux caractéristiques des nouvelles turbines de 8 MW développées par Areva et à la nature des fonds marins de la zone retenue pour leur installation.

Associée aux fondations jacket, la turbine de 8 MW consolide le développement d’une filière éolienne en mer en France et en Bretagne, créatrice d’emplois et dotée d’un fort potentiel à l’export.

La nouvelle éolienne en mer Areva de 8 MW représente également une opportunité de tout premier ordre pour le futur parc de Saint-Brieuc. Du fait de leur puissance supérieure, le nombre de turbines installées sur le parc de Saint-Brieuc sera réduit de 100 à 62, pour une puissance totale installée de 496 MW.

“La turbine de 8 MW représente une grande opportunité pour consolider la filière éolien en mer française sur une technologie de pointe. Avec la confirmation de notre choix de la fondation jacket, nous avons maintenant tous les atouts pour le développement d’un réel savoir-faire industriel sur le territoire breton et pour la réussite de notre projet” a déclaré Emmanuel Rollin, Directeur du projet éolien en mer de la baie de Saint Brieuc.

** La fondation jacket : fondation constituée d’une structure tubulaire en treillis métallique reposant sur 4 pieux ancrés dans le sol marin.

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Sept partenaires, venant de quatre pays Européens, se sont réunis à l’Ecole Centrale de Nantes le 24 juin dernier pour inaugurer la nouvelle configuration de ce projet de recherche sur les éoliennes en mer flottantes.

La première éolienne flottante en France, FLOATGEN, sera ainsi testée au large du Croisic sur le site d’expérimentation en mer SEM-REV, avec une turbine de 2 MW.

L’objectif du projet FLOATGEN est de démontrer la faisabilité technique et la viabilitééconomique de l’éolien flottant, dans le but d’étendre le potentiel de développement de parcs éoliens en mer aux eaux profondes et disposant d’un meilleur gisement de vent. Le projet a également pour objectif de démontrer le fort potentiel de diminution des coûts de l’électricité produite par des parcs éoliens flottants.

Le projet évaluera la performance de la combinaison de l’éolienne et de la fondation flottante afin d’accumuler suffisamment d’expérience pour optimiser la performance de futurs projets utilisant cette technologie.

“Le projet a subi plusieurs changements, mais il est désormais prêt à tester le premier démonstrateur d’éolien flottant reposant sur une technologie 100% européenne” a souligné Mauro Villanueva, Directeur du Développement Technologique de Gamesa et coordinateur de FLOATGEN.

Lancé en janvier 2013, le projet FLOATGEN inclut maintenant l’Ecole Centrale de Nantes et son site d’expérimentation en mer SEM-REV dans le consortium.

“SEM-REV est une zone offshore de 1km² disposant de moyens de mesures océanographiques, d’un centre de recherche à terre, d’un câble électrique sous-marin à haute tension, d’un système de connexion sous-marin et d’une sous-station électrique connectée au réseau national. Aujourd’hui, le site SEM-REV est complètement opérationnel en termes d’autorisations, ce qui correspond parfaitement au planning du projet FLOATGEN” a expliqué Christian Berhault, directeur de SEM-REV. Le financement de ce projet a été assuré dans le cadre du Contrat de Projets Etat Région 2007-2013, avec une forte contribution de la Région Pays de la Loire.

Le démonstrateur de 2 MW utilisera la technologie «Damping Pool(r) » brevetée et développée par la société française IDEOL. Il s’agit d’un flotteur de surface, en forme d’anneau rectangulaire, relativement compact, à faible tirant d’eau et au comportement hydrodynamique extrêmement performant, permettant de réduire significativement le coût de l’éolien flottant. Le puits central situéà l’intérieur du flotteur est conçu et dimensionné pour permettre l’amortissement des mouvements du flotteur, grâce aux phénomènes de ballotement de l’eau retenue à l’intérieur, et ainsi de réduire les mouvements induits sur la turbine.

** Le consortium compte désormais 7 partenaires européens, composé au niveau industriel par Gamesa, un fabricant mondial de turbines éoliennes, en coopération étroite avec IDEOL, le fournisseur de la fondation flottante, la contribution de l’Université de Stuttgart soutenue pour les activités de monitoring, pour les études d’impact environnemental et la communication par FRAUNHOFER-IWES et le GROUPE RSK, (biologie marine), ZABALA, société de conseil ainsi que l’Ecole Centrale de Nantes pour la réalisation des tests en mer sur son site d’expérimentation SEM-REV.

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Un accord de partenariat pour refinancer en fonds propres et exploiter 5 centrales solaires photovoltaïques au sol dans le Sud de la France a été signé par la Compagnie du Vent, et Eurofideme 2, un fonds français spécialisé dans les énergies renouvelables géré par Mirova.

Aux termes de cette opération qui va nécessiter un investissement total de 81,6 millions d’euros, la Compagnie du Vent (Groupe de GDF Suez) détiendra 50,1% des cinq centrales contre 49,9% pour Eurofideme 2. La Compagnie du Vent restera en charge de l’exploitation des centrales solaires photovoltaïques.

Retenus dans le cadre d’un appel d’offres instruit par la Commission de Régulation de l’Energie, ces 5 centrales solaires cumuleront une puissance installée de 47 MWc et seront mises en service en totalité d’ici mi-2015. Elles produiront chaque année environ 66 millions de kilowattheures, soit la consommation électrique annuelle de près de 37.000 personnes.

Chacune de ces installations a été conçue avec la volonté qu’elle bénéfice au tissu économique régional et national, avec l’utilisation de panneaux solaires français à haut rendement et le recours à des entreprises locales pour la construction.

Par ailleurs, leur implantation s’inscrit dans une démarche de respect de l’environnement avec la réhabilitation de friches industrielles à l’image de l’ancienne décharge des Iscles (Bouches-du-Rhône), l’une des plus grandes en région PACA, ou d’une ancienne mine d’extraction d’uranium au Bosc et à Soumont (Hérault).

“Ce partenariat conforte notre modèle industriel et renforce nos capacités de financement pour nos nombreux projets futurs. Nous nous réjouissons de cette collaboration qui nous permettra de continuer à nous développer et à devenir un acteur majeur dans le solaire photovoltaïque” a déclaré Thierry Conil, Président de La Compagnie du Vent, à l’occasion de la signature de ce partenariat.

Pour Raphaël Lance, Directeur des Fonds Energies Renouvelables chez Mirova, “Cette opération renforce le partenariat de longue date entre Mirovaet La Compagnie du Vent, initié en 2005 dans le cadre du financement de projets éoliens, et permet à Eurofideme 2 de consolider un portefeuille photovoltaïque qui dépasse désormais 100 MWc. Nous sommes ravis de pouvoir nous associer avec un partenaire industriel aussi expérimenté que La Compagnie du Vent et de conclure avec ce portefeuille de taille significative la période d’investissement de notre fonds.“

* GDF Suez exploite en France un parc de production de plus de 10.000 MW installés, composéà 50% d’énergies renouvelables. Le Groupe est notamment le leader de l’éolien en France avec 1.255 MW installés, le deuxième producteur hydraulique avec une capacité de 3.800 MW, et un acteur de référence dans le solaire photovoltaïque avec plus de 100 MWc installés.

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Alors que le coût de production de l’électricité photovoltaïque décroît rapidement depuis plusieurs années, cette dynamique devrait selon le SER-SOLER, rendre possible la production in situ d’une électricité moins chère que celle fournie par le réseau.

Aussi, afin d’anticiper le développement spontané de l’autoconsommation chez les clients finaux (lorsque le photovoltaïque sera compétitif avec les prix de détail de l’électricité distribuée), SER-SOLER recommande de mettre en place un mécanisme de soutien à l’autoconsommation dans le cadre d’une phase expérimentale d’une durée de trois ans, en parallèle des mécanismes de soutien actuellement en vigueur, et sans que cette initiative se substitue à ces derniers.

Cette phase expérimentale aurait pour objectif d’anticiper et de résoudre en amont les questions qui se poseront lors du développement naturel de l’autoconsommation, parmi lesquelles :

• l’intégration du photovoltaïque autoconsommé au réseau électrique en termes d’énergie et de puissance, et définition des services système associés ;
• le développement des modèles de pilotage de la demande et de la production en fonction des segments de puissance concernés et de la nature des sites équipés ;
• la sécuritéélectrique des intervenants et des utilisateurs finaux ;
• l’acquisition d’un savoir-faire et la construction de références pour se positionner à l’export, dans un marché en pleine croissance ;
• la gestion du risque en matière de financement de ces nouveaux projets ;
• la résolution des problématiques juridiques concernant l’achat / vente d’énergie de gréà gré.

SER-SOLER propose que les volumes dédiés à cette expérimentation totalisent 300 MW par an pendant trois ans, répartis sur l’ensemble des segments de puissance.

Ces volumes viendraient s’ajouter à la programmation pluriannuelle d’appels d’offres que SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de donner une visibilité optimale aux industriels : 1 000 MW par an a minima pendant trois ans.

Les sites visés en priorité par l’expérimentation devraient être ceux du secteur industriel et tertiaire d’une part, pour lesquels il peut exister une adéquation «naturelle » des courbes de consommation et de production photovoltaïque, et du résidentiel intégré dans des «îlots urbains » en cours d’aménagement d’autre part.

L’amortissement de l’investissement se fera donc par l’économie liée à une moindre consommation sur le réseau et à la vente du surplus.

En ce qui concerne plus particulièrement les DOM, SER-SOLER recommande la mise en place en urgence d’un mécanisme de prime à l’autoconsommation intégrant des actions de maîtrise de l’énergie, du stockage et du service réseau. SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier de cette mesure d’urgence sur une période de trois ans, afin d’affiner le modèle proposé. Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100 MW par an pour l’ensemble de ces territoires.

“L’expérimentation en matière d’autoconsommation que nous recommandons pourrait préparer les acteurs économiques à l’émergence d’un nouveau marché du photovoltaïque, inexistant à ce jour, et que l’on pourrait qualifier de « marché de proximité». A ce titre, il serait essentiel de mettre en place un mécanisme d’utilisation des antennes de distribution basse tension afin de permettre qu’un générateur photovoltaïque remplisse ce rôle de source d’électricité pour les consommateurs de proximité. La réflexion peut s’étendre à l’échelle de zones commerciales et d’activités, campus universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, sites de recharge de véhicules électriques, etc. (tout ce que recouvre le terme générique d’ «îlot urbain »), mais également au niveau des collectivités” ont déclaré Jean-Louis BAL, Président du SER, et Arnaud MINE, vice-Président du SER et Président de SOLER, branche photovoltaïque du SER.

L’autoconsommation photovoltaïque, KEZAKO

Par autoconsommation photovoltaïque, on entend la possibilité donnée à tout type de consommateur/producteur d’électricité de connecter une installation photovoltaïque, dimensionnée selon ses besoins, soit uniquement à son installation électrique, soit dans un mode de partage entre son installation électrique et le réseau local selon les fluctuations de la production et de la consommation in situ.

L’objectif de l’installation photovoltaïque est donc plus de répondre, soit à sa propre consommation, soit à la consommation d’un ou plusieurs sites déterminés dans son voisinage, que de produire et vendre en totalité pour le réseau. L’électricité excédentaire continue d’être injectée sur le réseau local, cette production pouvant être valorisée de plusieurs manières.

Cette définition inclut tout type de consommateur et tout type de segment de marché du photovoltaïque.

Elle inclut également tout type de raccordement de l’installation, de la connexion au réseau public à l’installation directement connectée à un réseau privé, en passant par les installations de production raccordées au consommateur par une ligne dédiée.

Notons qu’une installation photovoltaïque qui répond à cette définition ne doit pas nécessairement être la propriété du consommateur, elle peut appartenir à un autre acteur lié de manière contractuelle au consommateur. Tout type de producteur/consommateur peut s’inscrire dans ce cadre, du résidentiel à l’industriel en passant par le tertiaire.

Tout type d’application photovoltaïque peut également être concernée, des installations intégrées aux bâtiments jusqu’aux centrales au sol en passant par les installations en surimposition. L’élément central de la définition est le lien fort entre le dimensionnement du système photovoltaïque et ses plages journalières de production avec le besoin électrique du ou des consommateurs.

La logique de l’autoconsommation n’est pas la recherche de l’autonomie mais plutôt celle de s’inscrire dans l’infrastructure locale du réseau associant production photovoltaïque, gestion intelligente de la demande et stockage. Cette orientation met donc en avant une multitude de situations d’autoconsommation à laquelle est associée une multitude de modèles d’affaires possibles.

>>> Consulter l’analyse complète et les recommandations du SER-SOLER : ici (.pdf)

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EDF Energies Nouvelles a annoncé la mise en service, par sa filiale américaine EDF Renewable Energy, du parc éolien de Spinning Spur 2 (161 MW) au Texas. Le groupe renforce ainsi sa présence au Texas où il dispose d’un gigawatt en service ou à construire d’ici 2015.

Spinning Spur 2 se situe à 60 km d’Amarillo au Texas. Ce parc éolien de 161 MW est composé de 87 éoliennes fournies par General Electric, dont la production est équivalente aux besoins annuels en électricité d’environ 44.000 foyers américains.

Suite a la réalisation du parc, la levée des conditions suspensives a permis à EDF Renewable Energy de céder une participation de 50% du projet à UBS. Cette cession est dans la lignée de la politique de partenariats financiers engagée par EDF Energies Nouvelles pour réinvestir dans le développement de nouveaux projets.

L’électricité produite par le parc est vendue à prix fixe dans le cadre d’un contrat d’achat de onze ans.

Avec 12,3 GW de capacitééolienne installée, l’état du Texas combine à la fois des conditions naturelles et un environnement politico-économique favorables.

Après les parcs éoliens de Spinning Spur 1 (161 MW) et de Bobcat Bluff (150 MW) en service depuis décembre 2012, le projet de Spinning Spur 2 est la troisième réalisation d’EDF Energies Nouvelles au Texas. Aujourd’hui, le Groupe a réalisé 472 MW dans cet état des Etats-Unis sur le portefeuille d’un gigawatt à construire d’ici 2015

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La Corée du Sud a redémarré un réacteur nucléaire après une fermeture d’un mois suite à un problème technique, et devrait pouvoir assurer les approvisionnements en électricité cet été.

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Vattenfall et Scottish Power ont obtenu le feu vert du gouvernement britannique pour débuter la construction du parc éolien ‘East Anglia One’ situé au large de la côte Est de l’Angleterre.

Ce projet comprendra 240 turbines pour une capacité installée de 1.200 MW, soit presque le double en puissance du plus grand champ d’éoliennes au monde, le London Array avec ses 630 MW. L’énergie renouvelable ainsi produite pourrait alimenter en électricité 820.000 foyers britanniques.

“East Anglia One est très certainement le plus important parc éolien d’Europe, et nous nous réjouissons d’avoir obtenu le support du gouvernement britannique pour le projet” a déclaré Piers Guy, directeur de Vattenfal au Royaume-Uni au Vattenfal ne compte pas s’arrêter là et projette de construire deux autres parcs éoliens dans la même zone, avec comme objectif la production de 7.200 MW, soit assez d’électricité pour 5 millions de foyers britanniques.

On estime à 170 le nombre d’ingénieurs et de techniciens requis pour maintenir les opérations dans les premières étapes du développement du projet, et ce pour les 20 prochaines années.

L’énergie produite par les 240 turbines serait collectée par trois stations de captage avant d’être acheminée par deux stations de conversion offshore qui transforment l’électricité afin qu’elle puisse être transportée dans quatre câbles sous-marins, chacun d’une longueur de 73 km, jusqu’au rivage.

L’électricité est à nouveau transformée sur la terre ferme avant d’être connectée au secteur.

“La validation du projet est déjà un grand succès ainsi qu’un grand pas en avant vers la décision d’investissement. Notre équipe a passé plus de trois ans àétablir le projet en détail, à consulter les élus et les parties concernées dans la région de l’Est-Anglie” a expliqué Keith Anderson, PDG de la compagne Scottish Power Renewables.

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La société Megalim Solar Power** a annoncé avoir obtenu le financement de la Banque Européenne d’Investissement et de la Banque Hapoalim, pour construire et exploiter la centrale solaire thermodynamique d’Ashalim en Israël.

Cette nouvelle étape fait suite à la signature d’un contrat d’achat d’énergie entre Megalim et l’Etat d’Israël en novembre 2013. Elle va permettre le démarrage des travaux de construction d’Ashalim, impliquant près de 1.000 personnes, qui devrait s’achever début 2017.

Ce projet doit faire converger l’expérience d’Alstom pour la fourniture de centrales clé en main et des principaux équipements de génération d’électricité tels que les turbines à vapeur et les chaudières solaires, à la technologie du champs solaire de BrightSource. Ainsi, dans le cadre de ce contrat, Alstom assurera l’ingénierie, l’approvisionnement et la construction de la centrale et fournira l’ensemble des services d’exploitation et de maintenance sur une période d’environ 25 ans. De son côté, BrightSource équipera Ashalim de dispositifs optiques de concentration et de champs d’heliostats.

“Ce projet marque une nouvelle étape dans notre partenariat avec BrightSource et notre premier succès commun sur le marché de l’énergie solaire thermique. Il ouvre la voie à la fourniture d’une électricité décarbonée rentable et fiable à nos clients“, a déclaré Jérôme Pécresse, Président d’Alstom Renewable Power. “Cela renforce la position d’Alstom dans l’énergie solaire thermique, domaine dans lequel le désert et le soleil peuvent contribuer à une croissance durable.”

“L’utilisation de la technologie propriétaire de BrightSource sur le site d’Ashalim reflète l’intérêt croissant des marchés internationaux pour une électricité propre, fiable et compétitive en termes de prix, ainsi que l’évolution continue de la stratégie de BrightSource en matière de technologie“, a ajouté David Ramm, PDG de BrightSource. “BrightSource est un fournisseur mondial de solutions technologiques dans le domaine des tours solaires. Il est parfaitement positionné pour répondre à la demande croissante en faveur des énergies renouvelables, émanant des pouvoirs publics et des compagnies d’électricité dans le monde. Il s’agit, nous l’espérons, du premier d’une longue série de partenariats stratégiques avec Alstom destinés à tirer parti de l’expertise des deux entreprises“.

Ashalim utilisera la technologie de tour solaire à concentration de BrightSource, similaire à celle utilisée sur le projet Ivanpah dans le sud de la Californie. Plus de 50.000 héliostats ou miroirs, contrôlés par ordinateur, suivront en deux axes le soleil puis réfléchiront la lumière solaire vers une chaudière située au sommet d’une tour de 240 mètres. La lumière solaire concentrée réchauffe l’eau et permet de générer de la vapeur surchauffée, lorsqu’elle vient frapper les canalisations de la chaudière. Cette vapeur à haute température est ensuite extraite de la chaudière et acheminée vers une turbine classique pour produire de l’électricité.

Implantée sur un terrain de 3,15 km² dans le désert du Néguev, la centrale solaire d’Ashalim, d’une puissance de 121 MW, produira une quantité d’électricité suffisante pour répondre à la demande de plus de 120.000 foyers.

“C’est un honneur de prendre part au projet de Megalim et d’apporter un nouveau soutien au développement de la région Sud d’Israël et de l’énergie renouvelable dans le pays“, ont commenté Ran Shelach et Gil-ad Boshwitz, associés gérants du Fonds NOY. “Cet investissement a une importance stratégique dans le portefeuille Energie du Fonds qui considère que les capacités de ses partenaires permettront d’envisager d’en faire des partenaires stratégiques pour d’autres investissements futurs en Israël et à l’étranger.”

** société formée par Alstom (25.05%), BrightSource (25.05%) et NOY Infrastructure & Energy Investment (49.9%)La part d’Alstom dans ce contrat est d’environ 450 millions d’euros.

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