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Japon : redémarrage d’un réacteur nucléaire

24 juin 2021 à 16:56
Japon : redémarrage d'un réacteur nucléaire

Pour la première fois depuis 2011 et la catastrophe de Fukushima, le Japon a remis en service un réacteur nucléaire de la centrale de Mihama. Ce réacteur, vieux de plus de quarante ans, a bénéficié de l’aval des autorités japonaises. Alors que le pays ambitionne d’atteindre la neutralité carbone en 2050, le gouvernement souhaite relancer la filière nucléaire face à une opinion publique fortement divisée sur le sujet.

Feu vert pour le réacteur nucléaire de Mihama

Ce n’est pas vraiment une surprise. Mercredi 23 juin, le réacteur numéro de 3 de la centrale nucléaire de Mihama, au Japon, a redémarré pour la première fois depuis dix ans. Quelques jours seulement après la catastrophe de Fukushima, en 2011, le réacteur avait été stoppé. L’état japonais avait alors pris la décision de stopper les réacteurs nucléaires les plus anciens, ceux qui dépassaient la limite des 40 ans d’exploitation. La mesure de sécurité répondait alors aux attentes de l’opinion publique japonaise. Mais en freinant sa filière nucléaire, le pays s’est coupé d’une part importante de ses ressources énergétiques.

Depuis, les discussions sont allées bon train entre Kansai Electrice Power Co. et les autorités japonaises. L’entreprise privée est le principal fournisseur d’électricité pour la région du Kansai. Elle alimente notamment la mégalopole formée par Kyoto, Osaka et Kobe. Et elle travaille depuis plusieurs années à la remise en service de certains de ses réacteurs. En 2016, elle a obtenu l’accord de l’Autorité de Sûreté Nucléaire pour redémarrer le réacteur n°3 de la centrale de Mihama. L’année dernière, à l’été 2020, ce sont les autorités japonaises qui ont donné le feu vert décisif. Le redémarrage du réacteur, ce mois-ci, est donc l’aboutissement d’un projet au long cours.

Où en est la filière nucléaire au Japon ?

Ce redémarrage est aussi un signal fort envoyé à la filière nucléaire japonaise. Il s’agit du premier réacteur de plus de quarante ans à décrocher son autorisation de redémarrage depuis 2011. Et d’autres réacteurs pourraient prochainement bénéficier du même feu vert.

Pour rappel, le Japon compte encore 39 réacteurs nucléaires opérationnels. Avec le réacteur de Mihama, ils sont désormais 9 en fonctionnement. Parmi les 20 réacteurs stoppés depuis dix ans, d’autres pourraient redémarrer grâce à l’intervention du gouvernement japonais. En 2019, ce sont pas moins de 12 réacteurs nucléaires qui ont fait l’objet d’un grand programme d’expertise pour envisager un potentiel redémarrage. Par ailleurs, même si la durée limite d’exploitation d’un réacteur nucléaire est fixée à 40 ans au Japon, le gouvernement ménage la possibilité d’une prolongation de 20 ans si les conditions de sécurité sont respectées.

Plan de relance du parc nucléaire au Japon

Alors va-t-on assister à une renaissance du parc nucléaire japonais ? Entre 2011 et 2015, l’ensemble des réacteurs nucléaires du Japon étaient stoppés. Le redémarrage de la filière nucléaire prend du temps et avance très lentement. Une lenteur dénoncée par les principaux acteurs du secteur de l’énergie. Mais le gouvernement japonais fait face à une hostilité de la part de la population envers le nucléaire. L’état compte venir à bout des réticences de la population en progressant en douceur sur le dossier. Depuis 2015, 13 réacteurs nucléaires ont redémarré au Japon. Et une douzaine d’autres pourraient redémarrer d’ici 2025.

Le gouvernement japonais compte notamment sur son objectif de neutralité carbone pour faire évoluer l’opinion publique. Dans un pays qui a longtemps eu la culture de l’atome, le pari peut s’avérer payant. Le Japon ambition de devenir neutre en carbone en 2050. Or la production d’électricité nucléaire pourrait grandement contribuer à atteindre cet objectif. En 2010, le pays était encore le troisième producteur d’électricité nucléaire dans le monde. Le coup d’arrêt porté au nucléaire “a rendu le Japon plus dépendant des combustibles fossiles” d’après le rapport de l’AIE de mars 2021. De fait, le Japon tire 31,5% de son électricité du charbon, et 35% du gaz naturel. Une situation qui rend le Japon trop dépendant de ses importations de charbon et de gaz. Et les énergies renouvelables ne progressent pas assez vite pour assurer la baisse de l’empreinte carbone du pays. Le défi du nucléaire décidera donc de l’avenir énergétique du Japon.

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Sécheresse au Brésil : la production d’électricité en péril

8 juin 2021 à 17:44
Sécheresse au Brésil : la production d’électricité en péril

Le Brésil traverse actuellement une période de sécheresse exceptionnelle. A mesure que les ressources en eau diminuent, l’impact sur la production d’électricité se fait lourdement sentir. Si le risque de pénurie électrique est pour l’instant écarté, le gouvernement doit pourtant prendre des mesures d’urgence pour assurer un minimum de production hydroélectrique. Le moment est d’autant plus critique que la population et le redémarrage de l’activité industrielle pourraient en souffrir.

Sécheresse historique au Brésil

C’est la pire sécheresse que le Brésil a traversé depuis vingt ans. Depuis l’année dernière, le Brésil enregistre des précipitations particulièrement basses. Entre novembre et mars, la saison des pluies, il n’est pas tombé assez d’eau pour sécuriser les ressources du pays. A tel point que cette année, la situation hydraulique est critique, avec des fleuves à des niveaux historiquement bas. Le 10 mai dernier, le président brésilien, Jair Bolsonaro, a même estimé qu’il s’agissait de la pire crise d’eau de toute l’histoire du Brésil.

Si le manque d’eau représente déjà un problème important pour les êtres humains et les cultures, il impacte aussi grandement la production électrique du Brésil. Le pays tire une part substantielle de son électricité grâce à ses nombreuses centrales hydroélectriques.

Au Brésil, une production électrique dépendante de l’eau

Le Brésil est le troisième pays à produire le plus d’électricité verte au monde. Et pour cause : le pays a tiré parti de ses importantes ressources hydrauliques pour développer la filière hydroélectrique. En 2019, le mix électrique brésilien reposait sur 82,2% d’électricité issue des énergies renouvelables, dont 63,5% issue de l’hydroélectricité. Si cet apport crucial de l’hydroélectricité permet un mix électrique bas carbone, il est malheureusement tributaire des aléas climatiques.

Cette année, le Brésil se trouve dans une situation préoccupante. Les 217 centrales hydroélectriques sont loin de fonctionner à plein régime. Les réserves d’eau sont seulement à 32% de leurs capacités. Cette baisse ralentit la production électrique, et le pays a désormais du mal à couvrir ses besoins électriques.

Des mesures exceptionnelles pour faire face à la crise électrique

Le Brésil fait-il face à un risque de pénurie électrique ? Pour l’instant, les autorités de montrent rassurantes. L’Opérateur National du Système Electrique brésilien écarte tout risque de pénurie électrique. Le ralentissement de l’activité industrielle, liée au covid, permet de temporiser sur les besoins électriques nationaux. Mais tant que la production hydroélectrique ne repartira pas à la hausse, l’industrie brésilienne ne pourra pas redémarrer.

Pour répondre au problème, le pays a déjà pris plusieurs mesures. Le pays, qui est déjà le troisième importateur mondial d’électricité, a décidé de renforcer ses importations d’électricité depuis l’Uruguay et l’Argentine. Début mai, le Comité de surveillance de l’électricité a également validé l’augmentation de la production d’électricité d’origine thermique. Toutefois, même à plein régime, les centrales thermiques fossiles du Brésil ne pourront pas combler la baisse de la production hydroélectrique.

En renfort de ces décisions, l’Agence Nationale des Eaux du Brésil a décrété, le 1e juin dernier, la situation critique de “pénurie des ressources hydriques”. Concrètement, cette déclaration permet de modifier temporairement les règles de captation de l’eau pour faire fonctionner les centrales hydroélectriques. Dans le pire des scénarios, si ces mesures ne sont pas suffisantes, l’ANA pourrait mettre en place des restrictions d’eau qui toucherait la consommation courante et l’irrigation des cultures. Et ce afin d’assurer un débit d’eau minimum pour la production d’électricité.

Quels enseignements pour la production d’électricité au Brésil ?

L’impact des périodes de sécheresse sur la production d’électricité n’est pas un problème nouveau au Brésil. Le pays a déjà traversé des crises ces dernières années. En 2001, il avait dû mettre en place des restrictions d’eau pour ménager sa production hydroélectrique. Une mesure qui n’avait pas suffit pour éviter une gigantesque panne sur le réseau électrique. Entre 2015 et 2018, le Brésil a encore traversé des périodes de sécheresse et sa production électrique a encaisse une baisse drastique. Le pays a alors dû porter ses importations électriques à 1 131 GWh. Un niveau historiquement haut.

Au-delà des épisodes de sécheresse, l’hydroélectricité a de plus en plus de mal à assurer la sécurité électrique du Brésil. En l’espace de dix ans, elle a même drastiquement baissé. Si en 2019 la filière hydroélectrique fournissait 63,5% de l’électricité du pays, en 2009 elle en fournissait 83,9%. Les aléas climatiques rendent cette ressource électrique dure à gérer pour le Brésil, dont le potentiel hydroélectrique représente pourtant une ressource énergétique cruciale. Et même si tout le potentiel hydroélectrique du Brésil n’est pas encore exploité, il semble que cette ressource ne soit finalement pas le meilleur pari pour l’avenir.

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Renouvelables : la Suisse va-t-elle installer éoliennes et panneaux photovoltaïques dans les Alpes ?

1 juin 2021 à 07:14
suisse eoliennes panneaux photovoltaiques alpes - L'Energeek.jpg

En pleine réflexion sur l’évolution de son mix énergétique et sur sa dépendance à ses voisins durant le creux de production hydraulique en hiver, la Suisse envisage d’installer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques dans les Alpes. C’est ce que suggère une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021 par des chercheurs suisses.

Suisse : un mix électrique qui fait la part belle l’hydro-électricité, et rend le pays dépendant à ses voisins en hiver

Les Alpes suisse vont-elles se couvrir d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques ? C’est la solution pour laquelle militent des chercheurs de l’Ecole polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL), dans une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021, en collaboration avec l’Institut Institut WSL pour l’étude de la neige et des avalanches.

Le mix électrique suisse repose en effet largement sur l’hydro-électricité, qui représente en 2020 58,1% de la production totale d’électricité du pays. Le nucléaire a fourni 32,9% de l’électricité suisse, le solde de 9% étant couvert majoritairement par les nouveaux renouvelables (éolien, photovoltaïque, biomasse) et, secondairement, par les centrales thermiques à combustible fossile.

La Suisse dispose donc d’un mix électrique très peu carboné, mais il est fortement dépendant de l’hydro-électricité, dont la production peut varier, non seulement d’une année sur l’autre, mais aussi au cours de l’année. La production est ainsi plus faible en hiver, période de plus forte consommation. La Suisse est donc contrainte d’importer de l’électricité en hiver, et / ou de faire tourner ses centrales thermiques à plein régime.

Vers une installation massive d’éoliennes et de panneaux solaires dans les Alpes ?

Pour répondre à cette problématique et atteindre la neutralité carbone via une électrification des usages, l’étude de l’EPFL envisage une large installation de nouveaux renouvelables dans les Alpes (75% d’éoliennes, 25% de panneaux photovoltaïques).

En effet, l’ensoleillement est souvent fort dans les Alpes en hiver, assurant une bonne efficacité énergétique à des panneaux photovoltaïques. Contre-intuitive, l’idée est validée par les chercheurs : “Notre étude confirme qu’il y a une vraie opportunité, y compris économique, à installer des panneaux solaires dans les Alpes”, pointe le professeur Michael Lehning, co-auteur de l’étude. Concernant l’éolien, c’est le Jura suisse que les chercheurs plébiscitent, 40% des éoliennes de leur modèle y étant installé.

L’étude suppose l’installation d’unités de stockage en complément des centrales éoliennes et photovoltaïques alpines, et elle prend en compte la topographie de la Suisse, ses microclimats, la production hydraulique et les échanges d’énergie avec les pays limitrophes. Elle s’appuie sur le réseau électrique tel qu’il devrait être en 2025. Ce modèle permettrait de réduire de 80% la dépendance électriques de la Suisse à ses voisins et aux centrales thermiques en hiver.

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EDF remet son plan pour de nouveaux EPR en France, le projet Hercule encore loin du compte

10 mai 2021 à 06:30
edf remet plan nouveaux epr france hercule - L'Energeek

Lors de l’assemblée générale des actionnaires d’EDF, ce 6 mai 2021, Jean-Bernard Levy, PDG de l’énergéticien, a fait le point sur deux importants sujets d’actualité. Il a ainsi annoncé que le groupe avait remis au gouvernement sa copie sur l’éventuelle construction de 6 nouveaux EPR en France (la décision ne devrait pas intervenir avant 2023). Sur le dossier Hercule (scission d’EDF en deux ou trois entités, en contrepartie de la remontée du tarif de l’Arenh), il affirme en revanche que les discussions avec la Commission Européenne ne présagent pas d’accord à court terme.

EDF a remis au gouvernement son dossier sur la possible construction de 6 nouveaux EPR 2 en France

Ce jeudi 6 mai, lors de l’assemblée générale des actionnaires d’EDF, l’énergéticien a annoncé avoir officiellement remis au gouvernement son dossier sur la possible construction de 6 nouveaux réacteurs EPR. « Nous souhaitons que soit décidée la construction en France de nouveaux EPR. A ce titre, le dossier que le gouvernement a demandé sur la faisabilité et sur les conditions d’un tel programme vient de lui être adressé », a précisé le PDG d’EDF, Jean-Bernard Lévy.

Le gouvernement envisage en effet de mettre en chantier 6 nouveaux réacteurs EPR de nouvelle génération, dits « EPR 2 » par EDF. Inspirés de l’EPR de Flamanville, mais dans une forme standardisée et simplifiée, ces EPR 2 permettraient de renouveler le parc nucléaire français, dont de nombreux réacteurs vont arriver en fin de vie dans les années qui viennent. EDF a ainsi déjà déterminé l’emplacement possible de ces réacteurs, et a même demandé à Framatome de commencer à fabriquer des pièces-clés de ces EPR 2.

L’exécutif a confirmé la réception du document, qui, selon le ministère de l’Economie, permettra « d’alimenter les réflexions du gouvernement sur l’avenir du mix électrique français post 2035 ». Mais Bercy comme le ministère de la Transition Ecologique ont aussi rappelé que la décision finale ne sera pas prise avant la mise en service de l’EPR de Flamanville, pour l’heure prévue fin 2022.

Jean-Bernard Lévy a également indiqué au sujet de Nuward, le projet de SMR (« small modular reactor », soit « petit réacteur modulaire ») d’EDF, que, « pour donner à ce produit toutes ses chances sur ses marchés cibles à l’extérieur de la France, nous proposons que la prochaine PPE (“Programmation Pluriannuelle de l’Energie”, NDLR) prévoie la construction d’un premier SMR en France ».

Projet Hercule : « Rien ne permet de penser que les discussions pourront aboutir rapidement »

Sur le brûlant sujet d’Hercule, la possible scission d’EDF en deux ou trois entités (EDF Bleu pour le nucléaire et le transport d’électricité, EDF Vert pour les renouvelables et la distribution d’électricité, éventuellement EDF Azur pour les barrages hydro-électriques), condition sine qua non à un relèvement de l’Arenh à 49 euros le MWh, contre 42 euros actuellement, Jean-Bernard Lévy a annoncé qu’aucune décision n’était attendue à court terme.

« Rien ne permet de penser que les discussions pourront aboutir rapidement, rien ne permet non plus de penser qu’elles pourraient ne pas aboutir. Nous restons suspendus à l’aboutissement de ces discussions », a notamment déclaré le PDG du groupe.

Le Ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, a envoyé des signaux équivalents lors d’une rencontre avec les syndicats d’EDF, ce 5 mai 2021 : « Il nous a dit que le projet de loi prévu pour réformer EDF n’était pas mûr pour le mois de juin et que des points de discussions subsistent avec la Commission européenne », pointe Dominique Bousquenaud, secrétaire général FCE-CFDT.

Le gouvernement français souhaite notamment garantir qu’EDF reste un groupe intégré, mais la Commission Européenne refuse que cette intégration conduisent les entités non régulées d’EDF (EDF-Vert et Azur) à bénéficier des avantages liées à la régulation d’EDF-Bleu, en particulier sur la question du nucléaire.

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