FreshRSS

🔒
❌ À propos de FreshRSS
Il y a de nouveaux articles disponibles, cliquez pour rafraîchir la page.
À partir d’avant-hierFlux principal

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.

L’article Japon : redémarrage d’un réacteur nucléaire est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le gouvernement italien veut accueillir la mega-usine de batteries de Stellantis

18 juin 2021 à 11:45
gouvernement italien veut mega usine batteries stellantis - L'Energeek

Stellantis, le groupe automobile né de la fusion de PSA et de Fiat-Chrysler, veut largement développer ses capacités de production de batteries pour ses véhicules électriques. Déjà partenaire de l’Airbus des batteries européen, le groupe entend disposer aussi de sa propre méga-usine de batteries. Si Stellantis n’a pas encore communiqué ses intentions en termes de localisation, le gouvernement italien vient, ce 17 juin 2021, de faire un appel du pied prononcé pour que cette mega-usine de batteries soit implantée en Italie.

Stellantis veut devenir un leader de la mobilité électrique, notamment en terme d’autonomie

Stellantis entend accélérer sur la mobilité électrique. Le constructeur, né de la fusion de Peugeot-Citroën et de Fiat-Chrysler, a annoncé en avril 2021 de hautes ambitions en la matière, notamment sur le volet de l’autonomie. Le groupe entend ainsi proposer dès 2023 une autonomie de 500 à 800 kilomètres, et veut pour cela s’appuyer sur ses propres lignes de production.

Stellantis fait partie des entreprises partenaires du projet européen d’Airbus des batteries, qui devraient conduire à la prochaine création d’une co-entreprise avec Daimler, Renault et Total, afin d’implanter plusieurs méga-usines de batteries en France et en Allemagne. Cette alliance européenne des batteries veut notamment produire les batteries les plus vertes du monde.

Mais Stellantis souhaite également développer ses propres moyens de production pour atteindre, au total, une capacité de 130 gigawattheures (GWh) de batteries par an d’ici à 2025, et 250 GWh d’ici à 2030. D’après le directeur général du groupe, Carlos Tavares, les deux usines de Stellantis à Douvrin, dans le nord de la France, et à Kaiserslautern en Allemagne, devraient permettre de fournir les 50 premiers GWh à court terme. Mais le groupe entend implanter rapidement une première méga-usine de batteries, avant d’en construire d’autre.

Le gouvernement italien veut que Stellantis implante sa mega-usine de batteries en Italie

Ce 17 juin 2021, le gouvernement italien s’est positionné pour que cette première usine soit installé dans le sud de l’Italie, où Stellantis dispose d’une usine, à Melfi, qui produira à partir de 2024 quatre nouveaux modèles de voitures électriques.

Au lendemain d’une table ronde réunissant des représentants du gouvernement, des syndicats et du constructeur automobile, le ministre du Développement économique Giancarlo Giorgetti a ainsi annoncé avoir demandé à Stellantis d’installer en Italie sa « giga-factory » pour la production de voiture électrique.

«Nous nous attendons à ce qu’elle soit implantée en Italie, et nous sommes en attente d’une décision de l’entreprise», a précisé Giancarlo Giorgetti. Interrogé par l’AFP, Stellantis n’a pas souhaité commenter cette information.

L’article Le gouvernement italien veut accueillir la mega-usine de batteries de Stellantis est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le port d’Anvers va s’équiper de la plus grande station à hydrogène du monde

10 juin 2021 à 11:16
port anvers plus grande station hydrogene monde - L'Energeek

La société Cummins a annoncé, ce 9 juin 2021, qu’elle allait installer d’ici la fin de l’année 2021 une vaste station à hydrogène sur le port d’Anvers. Multimodale, elle permettrait de fournir de l’hydrogène produit sur place à des navires, voitures, camions, bus, mais aussi à des clients industriels. L’objectif de Cummins est d’assurer la production à partir d’électricité renouvelable, pour garantir une fourniture d’hydrogène vert.

Cummins va installer une station à hydrogène mulitmodale de 20,4 MW sur le port d’Anvers

Cummins est une entreprise spécialisée dans l’installation de station-service à hydrogène, le plus souvent produit sur place grâce à un électrolyseur. Le groupe a déjà équipé une soixantaine de ces stations-services dans le monde, et travaille à décarboner au maximum l’électricité nécessaire à leur fonctionnement, en s’alimentant avec des énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque, hydro-électricité), conformément à l’objectif du groupe d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Ce 9 juin 2021, Cummins a annoncé la construction sur le port d’Anvers, d’ici la fin de 2021, de la future plus grande station-service à hydrogène multimodale du monde. La station sera composée de 17 électrolyseurs PEM Cummins, d’une puissance nominale de 1,2 MW, pour un total de 20,4 MW. La station pourra produire plus de 8 tonnes d’hydrogène par jour. Cela correspond à la consommation de 950 kilomètre de 325 poids-lourds.

Ships, cars and H2 – oh my! Antwerp, Belgium, will be equipped with @Cummins electrolyzers to power the world’s first hydrogen refueling station supplying green hydrogen directly to ships, cars, trucks and industrial customers. Learn more: #GenerationH

— Cummins Inc. (@Cummins) June 7, 2021

La station sera conçue pour permettre un accès rapide et efficace aux véhicules, avec une distribution à 700 bars pour les voitures et 350 bars pour les bus et les camions. Le site disposera par ailleurs de deux quais pour remorques, pour permettre l’accès à des camions-citernes à hydrogène, afin de transporter la production excédentaire vers d’autres lieux, en particuliers des clients industriels.

Le port d’Anvers, locomotive du développement européen des piles à combustible

La station à hydrogène d’Anvers fournira donc aussi bien des transporteurs que des particuliers ou des industriels. Elle s’intègre dans la volonté du port d’Avers d’appuyer sa décarbonation sur l’hydrogène. Le port devrait par exemple mettre en service Hydrotug, le premier bateau remorqueur à pile à combustible du monde dans le courant de l’année 2021. Disposant d’une motorisation mixte, hydrogène-diesel, le bateau devrait utiliser 85% d’hydrogène dans un usage classique.

Le Port d’Anvers souhaite donner aux piles à combustible toutes les chances de réussite et s’engage activement comme locomotive de leur développement au niveau européen. L’écosystème de la plateforme portuaire anversoise constitue un terrain d’essai idéal à grande échelle. Nous donnons l’exemple et espérons ainsi inspirer d’autres ports à prendre la même voie”, avait déclaré la responsable du port, Annick De Ridder, en 2019, à l’annonce du projet.

Cummins veut s’appuyer sur la production d’électricité renouvelable locale, notamment les excédents de production éolienne ou photovoltaïque, pour alimenter cette future station en hydrogène vert.

L’article Le port d’Anvers va s’équiper de la plus grande station à hydrogène du monde est apparu en premier sur L'EnerGeek.

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.

L’article Sécheresse au Brésil : la production d’électricité en péril est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Contre les délestages, la Côte d’Ivoire veut sécuriser son approvisionnement en électricité

19 mai 2021 à 11:52
Contre les délestages, la Côte d’Ivoire veut sécuriser son approvisionnement en électricité

Depuis quelques semaines, la Côte d’Ivoire fait face à des rationnements électriques, ou délestages, dus aux faibles pluviométries. Une situation que le pays compte bien surmonter pour sécuriser sa production et sa consommation d’électricité dans les prochains mois.

La grogne monte depuis quelques semaines en Côte d’Ivoire, où les caprices du climat forcent la Compagnie ivoirienne d’électricité (CIE) à pratiquer des « délestages ». En raison du faible niveau des pluies couplé aux effets du changement climatique, les barrages hydroélectriques, responsables des deux tiers (67 %) de la production électrique nationale – les 33 % restants étant assurés par le thermique -, voient leur débit ralentir. Et, en conséquence, la production électrique baisser, alors que la Côte d’Ivoire, en pleine croissance économique depuis 10 ans, produisait en 2019 plus de 2 229 mégawatts (MW) d’électricité, et exportait 11 % de sa production vers six pays voisins en 2020.

Rapidement, la Confédération des grandes entreprises de Côte d’Ivoire, craignant pour l’attractivité de ces dernières et, plus globalement, l’activité du pays, a tenu à dénoncer « une crise énergétique » dans une lettre adressée au Premier ministre ivoirien, Patrick Achi. Jean-Baptiste Koffi, le président de la Confédération des consommateurs de Côte d’Ivoire, y est également allé de son petit mot, soulignant les « perturbations brusques et inattendues [qui] bouleversent » la vie des consommateurs. Quant au patron des patrons ivoiriens, Jean-Marie Ackah, il a voulu alerter sur un hypothétique « déficit de 200 MW » sur la période d’avril à juillet 2021, en raison des « coupures d’électricité » répétées.

En plus des insuffisances liées aux aléas climatiques, qui pourraient effectivement entraîner une baisse de la production électrique de l’ordre de 100 à 200 MW, la CIE a dû faire face, début mai, à la panne de la turbine à vapeur de la centrale thermique d’Azito (140 MW), à Yopougon, et à l’avarie du transformateur de tension et du sectionneur au poste source de Vridi (Abidjan), rendant indisponible la turbine à gaz numéro 7 de la Compagnie ivoirienne de production d’électricité (CIPREL) (30 MW). Le déficit de production électrique, outre les causes climatiques et techniques, étant dû, enfin, aux retards dans la réalisation du programme de renforcement des moyens de production en raison de la Covid-19.

Sur les réseaux sociaux, certains internautes ivoiriens ont donné de la voix pour dénoncer les « délestages » induits par cette baisse de la production électrique, délestages qui ont touché des particuliers du 10 au 17 mai. Programme de rationnement obligatoire, cependant, pour pallier l’indisponibilité des deux unités de production thermique. Le redémarrage, lundi 17 mai, des deux unités thermiques devrait permettre aux clients domestiques de retrouver une consommation électrique normale, sans rationnement, avance la CIE.

Réponse en plusieurs temps

Dans les prochaines semaines, Abidjan devrait chercher, non seulement, à inciter les Ivoiriens à l’autoproduction d’électricité verte, en particulier les industriels, mais également à s’entendre avec les six pays voisins qui importent son électricité afin de réduire, de manière concertée, ses niveaux d’exportation. Pour permettre, toujours, aux clients de la CIE de bénéficier d’une consommation électrique normale. D’autant qu’à partir de la fin mai/début juin, l’utilisation des appareils électriques devrait diminuer, la saison des pluies arriver, permettant aux barrages de se remplir et aux centrales hydroélectriques de fonctionner. Jusqu’au mois de décembre, les réservoirs d’eau des centrales hydroélectriques auront le temps de se reconstituer, et le gouvernement ivoirien entend avancer sur le dossier de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL).

Dès la fin juin, assure-t-on à Abidjan, la situation sera rétablie, tandis qu’à partir de juillet le circuit de fourniture d’électricité verra la mise en service de la nouvelle tranche de la centrale d’Azito. Il est également envisagé de doter le système électrique ivoirien d’une centrale thermique de secours, d’au moins 200MW.

A moyen terme, la Côte D’ivoire veut sécuriser les approvisionnements

A moyen terme, entre 2022 et 2025, la Côte d’Ivoire devrait sécuriser ses circuits de production/consommation électriques, notamment grâce aux projets de renforcement des capacités de production en cours (unités supplémentaires Azito IV de 253 MW, CIPREL V de 390 MW, centrale solaire de Boundiali de 37,5 MW) pour une capacité supplémentaire de 800 MW. Le renforcement des capacités de fourniture de gaz devrait aussi être assuré par des travaux d’investissement dans les champs gaziers existants, et le développement de nouveaux champs.

Enfin, d’autres initiatives pourraient encore renforcer la sécurisation de l’approvisionnement du réseau, comme la mise en œuvre effective de conventions de production d’électricité déjà signées, ou la signature de nouvelles conventions.

L’article Contre les délestages, la Côte d’Ivoire veut sécuriser son approvisionnement en électricité est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Sécuriser l’approvisionnement électrique : les enjeux en 2021

17 mai 2021 à 16:42
Sécuriser l'approvisionnement électrique : les enjeux en 2021

Sécuriser l’approvisionnement électrique est un des principaux enjeux énergétiques en 2021. L’Agence Internationale de l’Energie (AIE) l’a mis en évidence dans un de ses derniers rapports. D’après elle, la croissance de la consommation électrique mondiale et les objectifs de transition énergétique sont les deux contraintes majeures pour les états. Pour y répondre, les réseaux électriques vont devoir devenir plus flexibles que jamais.

Plus d’énergies renouvelables : plus de défis pour les réseaux électriques

Bonne nouvelle pour la transition énergétique : les énergies renouvelables continuent de gagner du terrain. La production d’électricité verte devrait croître de façon significative en 2021. Mais ce n’est pas sans effet sur la question de la sécurité électrique. Car les réseaux électriques sont encore globalement mal préparés à soutenir une plus grande part d’ENR. L’intégration et la gestion des coûts devront être les priorités des pays cette année. Et comme le rappelle l’AIE, il n’y a malheureusement pas de recette miracle en la matière. “Les défis en lien avec l’intégration d’ENR sont liés à un contexte spécifique. Il n’y a pas deux systèmes identiques aussi bien en termes d’infrastructure légale, de ressources solaires et éoliennes, que de flexibilité des ressources.”

Comme le pointe l’AIE dans son rapport, la seule chose qui soit comparable d’un système électrique à l’autre, c’est le schéma d’intégration des ENR dans le système électrique. En la matière, l’AIE a identifié six phases d’intégration. D’un impact négligeable sur le système électrique une phase de surplus de production d’électricité verte, l’AIE note les changements structurels qui impactent plus ou moins lourdement le réseau.

Pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables dans leur mix électrique, l’AIE encourage les états à anticiper les problématiques liées à ces phases. Parmi les défis à relever, le rapport souligne notamment la capacité du réseau électrique lors de la croissance de la puissance des ENR. Il pointe aussi l’importance de bien gérer les phases de déficit ou de surplus de production d’électricité verte. Enfin, il faut déployer des solutions pour stocker les surplus d’électricité verte afin d’optimiser la production d’énergie.

2021 : un réseau électrique plus connecté que jamais

C’est la conséquence directe de la montée en puissance des énergies renouvelables. Le monitoring des réseaux électriques devient plus complexe. Pour sécuriser l’approvisionnement électrique, le rapport de l’AIE souligne la nécessité de transformer les réseaux électriques et de les rendre plus flexibles. L’optimisation du réseau électrique passera par la prise en compte de la multiplicité des points de production de l’électricité. Dans une logique de Smart Grid, il faudra aussi intégrer l’intermittence inhérente à plusieurs de ces sources, ainsi que les besoins en stockage. Enfin, le monitoring doit inclure une meilleure connaissance des schémas de consommation en temps réel (en fonction des horaires, des jours de la semaine et de la saisonnalité). Ce n’est qu’en prenant en compte l’intégralité du parcours de l’électricité que le réseau électrique sera le plus fiable, mais aussi le plus efficace en terme de coût de production.

Les engagements pour la transition énergétique, le développement technologique et la volonté de réduire les coûts de production de l’énergie. D’après l’AIE, la convergence de ces trois éléments favorisent l’émergence des réseaux électriques intelligents. Et cette tendance devrait encore se renforcer cette année, à la faveur de la crise sanitaire de son impact sur la consommation d’énergie mondiale.

Plus d’interconnections pour sécuriser l’approvisionnement électrique

L’union fait la force. Et c’est précisément une des recommandations de l’AIE pour sécuriser l’approvisionnement électrique dans le monde. Les experts de l’AIE sont très clairs sur le sujet. “Une intégration trans-frontière apporte des bénéfices économiques et favorise la sécurité, et elle devrait se généraliser dans les systèmes du futur.” L’AIE a ainsi remarqué que plusieurs régions du globe ont déjà déployé des interconnections électriques entre plusieurs pays voisins. En combinant leurs systèmes électriques, ils renforcent la sécurité de leurs réseaux. Et parviennent même à faire baisser les coûts de fonctionnement des réseaux électriques.

En Europe, les interconnexions électriques sont déjà nombreuses. Et le transport électrique entre pays a même augmenté entre 2000 et 2021. En Europe, les 500 millions d’habitants consomment en moyenne 3 200 TWh d’électricité par an. Les parcs de production de chaque pays se complètent pour faciliter le transport d’une électricité décarbonée.

La tendance est aussi à la hausse aux Etats-Unis, où les districts multiplient les synergies. En Chine, où la demande électrique va croissante, les provinces multiplient également les interconnexions pour répondre aux besoins. Ces interconnexions sont d’autant plus cruciales que certaines provinces n’ont pas encore la capacité de produire l’énergie dont elles ont besoin, comme par exemple Tianjin, Fujian, Hubei et Hunan.

L’article Sécuriser l’approvisionnement électrique : les enjeux en 2021 est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Lorient : la mobilité sous le signe de l’hydrogène

10 mai 2021 à 17:26
Lorient : la mobilité sous le signe de l'hydrogène

L’agglomération de Lorient investit dans l’hydrogène pour verdir sa flotte de transports en commun. La ville se prépare à déployer des bus qui rouleront à l’hydrogène. Mais elle compte aussi faire l’acquisition d’un bateau-bus à hydrogène. A terme, l’agglomération bretonne espère produire localement de l’hydrogène vert grâce aux énergies renouvelables.

Lors de la dernière campagne municipale, l’hydrogène s’était invité dans les débats à Lorient. Alors candidat, Fabrice Loher défendait l’intérêt de l’hydrogène pour développer des transports en commun verts. Devenu maire, il a effectivement fait de l’hydrogène une priorité pour l’agglomération de Lorient. Et comme promis, les transports en commun sont en passe de connaître une petite révolution.

Lorient se déplacera à l’hydrogène, sur terre comme sur mer

L’hydrogène a de beaux jours devant lui à Lorient. L’agglomération a validé l’acquisition d’une nouvelle flotte de bus. Leur particularité ? Ces nouveaux modèles seront propulsés grâce à l’hydrogène. Le premier spécimen est déjà arrivé. Il trône fièrement sur le parvis de l’hôtel de ville de Lorient. D’ici 2025, ce sont 12 bus à hydrogène qui vont être déployés dans la ville pour remplacer les modèles actuels. Ces modèles nouvelle génération afficheront une autonomie de 450 km par plein d’hydrogène.

Et le transport terrien n’est pas le seul à être concerné par la transition énergétique. L’agglomération de Lorient compte aussi investir dans l’hydrogène pour ses navettes TransRades, des bateaux-bus qui font partie du maillage des transports en commun de la ville. A l’heure actuelle, la ville ne compte qu’une seule navette maritime, le Ar Vag Tredan. Il est en panne depuis plusieurs mois à cause d’une panne. L’agglomération compte le re-motoriser avec une pile à hydrogène. En parallèle, la ville a déjà voté en faveur de l’achat d’une seconde navette. Ce nouveau bateau à hydrogène rentrera en activité à l’horizon 2023. La ville a déjà évoqué la possibilité d’acquérir un second bateau à hydrogène dans un second temps.

Lorient : neutralité carbone pour 2050

L’agglomération de Lorient s’est fixé une échéance pour la transition énergétique. Elle veut parvenir à la neutralité carbone d’ici 2050. Et pour cela, le déploiement de la mobilité douce est une première étape cruciale. Elle nécessite aussi de lourds investissements.

La nouvelle flotte de bus à hydrogène va coûter 15 millions d’euros à Lorient. L’achat du navire à hydrogène va se monter à 5 millions d’euros. Et la re-motorisation de l’actuelle navette fluviale avec une technologie hydrogène se chiffre à 2 millions d’euros. Eu total, l’enveloppe se montera donc à 22 millions d’euros. L’agglomération de Lorient devrait toutefois bénéficier de l’aide de l’Europe et de la région Bretagne pour son projet hydrogène.

Grâce à cette option de mobilité hydrogène, Lorient espère bien diminuer son empreinte carbone. Maria Colas, la vice-président de l’agglomération de Lorient en charge des mobilités, défend ce choix stratégique. “Dès aujourd’hui, nous anticipons la hausse inexorable de la fréquentation de nos bus et de nos TransRades en investissant dans un matériel circulant plus vertueux.” D’après elle, “l’hydrogène vert répond à l’exigence de la réduction d’émission de polluants”.

Une filière hydrogène, bientôt à Lorient

En ligne de mire, Lorient Agglo espère voir s’implanter une véritable filière de l’hydrogène sur son territoire. Et les responsables politiques attendent notamment beaucoup du développement des énergies renouvelables pour soutenir la production d’un hydrogène vert et local. La ville est d’ailleurs déjà très active sur le sujet des énergies vertes. La ville compte déployer la plus grande centrale solaire urbaine de France sur les toits d’une ancienne base militaire de sous-marins.

Fabrice Loher, le président de Lorient Agglomération, explique : “Sur le pays de Lorient, nous avons la chance d’avoir le projet d’éoliennes offshore au large de Groix et de Belle-Île qui nous permettra de produire de l’hydrogène vert. Ce devrait être l’équivalent de l’énergie d’une demi-centrale nucléaire. Grâce à cette capacité de production nous allons pouvoir structurer une filière complète sur notre territoire.”

Ainsi, l’agglomération souhaiterait que le projet des soixante éoliennes flottantes offshore permette de produite de l’hydrogène par électrolyse de l’eau de mer. Mais le projet en est encore au stade de l’appel d’offres. Et il ne devrait pas voir le jour avant 2030.

L’article Lorient : la mobilité sous le signe de l’hydrogène est apparu en premier sur L'EnerGeek.

❌