Après une visite sur site ce vendredi 26 novembre 2021, le directeur général du groupe Orano confirme, ce 29 novembre 2021, que l’usine UP3 de La Hague, à l’arrêt depuis fin septembre 2021 à cause de soucis sur ses évaporateurs, est en cours de redémarrage.
Une corrosion « plus rapide que prévue » des évaporateurs de l’usine UP3 de la Hague a provoqué son arrêt fin septembre 2021
L’usine de retraitement du combustible nucléaire usé de La Hague devrait connaître une année 2021 en dessous de ses capacités habituelles. L’une de ses usines, l’UP3, est en effet à l’arrêt depuis fin septembre 2021, suite à des problèmes sur deux de ses trois évaporateurs.
Après s’être rendu sur place, le 26 novembre 2021, Philippe Knoche, directeur général du groupe Orano, qui opère l’usine de La Hague, a confirmé que l’usine UP3, avec désormais deux évaporateurs sur trois fonctionnels, était en plein redémarrage.
Le processus de retraitement des combustibles usés commence par le cisaillage des éléments, puis par la séparation de l’uranium, du plutonium et des produits des fission. Les évaporateurs permettent ensuite de concentrer ces produits de fission, avant de les sécher et de les vitrifier.
Une campagne de mesure d’épaisseur de l’acier de ces évaporateurs par ultrasons, en 2014 et 2015, a révélé « une corrosion plus rapide que prévue lors de leur conception », provoquant une surveillance accrue. En septembre 2021, l’évaporateur 23 de l’atelier T2 de l’usine UP3 a atteint un « critère d’arrêt ». Son voisin, l’évaporateur 22, présentait une « légère usure », imposant un arrêt le temps de le réparer.
Vers un redémarrage complet de l’usine UP3 de La Hague d’ici quelques jours
Avec deux évaporateurs sur trois à l’arrêt, l’atelier T2 tout entier a dû être stopé fin septembre 2021, et avec lui l’ensemble de l’usine UP3. Au cours de sa visite, Philippe Knoche a pu faire le point sur l’avancée des travaux. L’évaporateur 22 est désormais fonctionnel, la réparation du 23 est presque terminée, ouvrant la voie à un redémarrage de l’ensemble de l’usine.
« UP3 est en phase de redémarrage, sur la base de fonctionnement de deux des trois évaporateurs. Le troisième fait encore l’objet d’investigations. Le redémarrage complet est attendu dans les jours qui viennent. Cet arrêt va avoir un impact très significatif sur la production du site cette année », a confié le directeur général d’Orano.
Philippe Knoche a également fait le point sur les nouveaux évaporateurs, qui devraient équiper les deux usines UP3 et UP2-800, et qui sont en cours de finalisation : « dans un an environ, nous arrêterons définitivement les actuels évaporateurs sur UP3 pour effectuer le chantier de raccordement des nouveaux », expose le directeur général.
D’un budget total de 700 millions d’euros, ces nouveaux évaporateur devraient être mis en service vers mi-2023.
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
L’opérateur de réseau belge Elia, qui intervient au delà de la Belgique (dont Allemagne), est l’un 5 plus grands gestionnaires de réseau européens avec un taux de fiabilité de 99,99%
Il vient à son tour, comme entre autres son équivalent RTE en France, de publier un rapport sur les futurs énergétiques décarbonés, non seulement pour la Belgique mais pour l’Europe et l’Allemagne où il intervient (« Roadmap to Net Zero »)
Selon lui l’atteinte de la neutralité carbone de l’UE en 2050 est possible à condition d’au moins tripler le rythme actuel d’installation des énergies renouvelables.
Son CEO Chris Peeters confirme que si les centrales nucléaires belges ferment en 2025, “la lumière ne va pas s’éteindre”
Si le Danemark est incontestablement l’un des champions européens de l’éolien onshore, la Belgique se distingue dans l’éolien offshore avec la place de 4e plus grand producteur éolien offshore du monde (ou la 1ère place rapportée à sa taille) avec déjà une capacité de 2260 MW malgré la modeste taille de son domaine maritime.
Il résume 2 trajectoires pour l’Europe
– La trajectoire « ELEC » : la demande finale en électricité de l’Europe a augmenté de 70 % en 2050 par rapport à son niveau actuel. Cette augmentation est liée à une électrification importante.
– la trajectoire MOL : la demande finale en électricité de l’Europe a augmenté de 30 % en 2050, en raison d’une plus grande part de « molécules vertes » dans la consommation énergétique finale
Selon son analyse, l’Europe aura suffisamment d’énergies renouvelables pour l’électrification directe, mais devra pour partie importer des molécules vertes en provenance d’autres continents pour l’électrification indirecte
Elle confirme ce que les études et modélisations scientifiques affirmaient :
Un système renouvelable bien conçu pourra gérer la variabilité de manière efficace.
Elle découvre elle aussi qu’il n’y a pas besoin d’importantes quantités de molécules vertes à grande échelle (type hydrogène, biogaz etc) pour faire face aux fluctuations saisonnières :
“Pour maintenir l’équilibre et remédier aux fluctuations liées au renouvelable, il faut seulement un système bien conçu”
– Les fluctuations à long terme peuvent en effet être minimisées grâce à un bon équilibre entre l’énergie éolienne (plus importante en hiver) et solaire (produite davantage en été) afin d’éviter une inadéquation saisonnière entre l’offre et la demande en énergie.
– Les fluctuations à moyen terme peuvent être gérées en augmentant le nombre d’interconnexions, ces dernières réduisant l’impact des creux locaux de production renouvelable
– Les fluctuations quotidiennes peuvent être couvertes par la flexibilité disponible dans les véhicules électriques, les pompes à chaleur et les batteries domestiques des utilisateurs finaux
Dans tous les scenarii modélisés à partir notamment des données de l’opérateur de réseau européen Entso-e, la part de l’éolien onshore, offshore et solaire sont majoritaires.
Le nucléaire n’occupe en moyenne en Europe, compte tenu des perspectives dans ce domaine des pays concernés (il n’est en effet pas présent dans la plupart des pays européens soit dès à présent, soit à l’horizon 2050 ou avant) qu’environ 8% en moyenne en Europe.
Un volume significatif de capacités « dispatchables » sera nécessaire en 2050 pour couvrir les périodes de plusieurs semaines où la production de renouvelable est faible et la demande élevée. Ces périodes auront principalement lieu en hiver.
Ces capacités dispatchables ne seront toutefois activées que pour une durée limitée, étant donné que les périodes prolongées où l’injection renouvelable sera faible seront à la fois rares et brèves
L’étude relève 4 points d’attention vers la neutralité climatique
1. Garantir une utilisation efficace du potentiel renouvelable
Afin d’utiliser de façon optimale la capacité limitée en renouvelable du continent, l’Europe doit établir des cadres pour des partenariats entre pays dont le potentiel renouvelable est différent.
2. Tripler la vitesse de développement du renouvelable
Les décideurs politiques à tous les niveaux institutionnels doivent se concentrer sur des mesures qui créent le bon cadre d’investissement et réduisent le délai des projets de développement des renouvelables et la réalisation de l’infrastructure réseau nécessaire
3. Électrifier, dès à présent
Il faut prioriser l’électrification de la mobilité, du chauffage et des appareils à utilisation finale, étant donné que c’est la clé pour atteindre la neutralité climatique. L’électrification libère de la flexibilité, facilitant à son tour l’intégration des renouvelables, et réduit la demande finale en énergie.
4. Éviter les effets « lock-in » pour une décarbonisation efficace
La priorité est d’utiliser les molécules vertes pour remplacer l’hydrogène fossile et décarboner les secteurs où l’électrification n’est pas une option.
Parmi les aspects évoqués
Le chauffage urbain est incontournable :
Les réseaux de chauffage urbain peuvent comporter plusieurs sources de chaleur (pompes à chaleur, chaleur résiduelle industrielle, chaudières, centrales thermiques et électriques (CHP), géothermiques et solaires etc)
Le stockage de chaleur peut en faire partie
L’interaction de ces technologies est une source importante de flexibilité et de délestage.
La demande de molécules vertes :
Contrairement à l’électricité directe, la demande de molécules vertes peut être apportée à la fois par la production européenne et la production à meilleur marché de l’étranger. Les scenarii analysés comprennent 40 GW d’électrolyseurs. Ils ont été modélisés comme une demande d’électricité flexible qui est activée en période de bas prix de l’électricité (c’est-à-dire alimentation renouvelable). Cela résulte selon les simulations dans un facteur de capacité d’environ 50 % et une production d’env. 200 TWh d’hydrogène vert.
Chris Peeters, CEO du groupe Elia conclue :
« Au sein du groupe Elia, nous espérons sincèrement que ces éléments clés et les points d’attention proposés dans notre étude seront pertinents pour toute l’Europe, les stakeholders du secteur de l’énergie et les décideurs politiques. Nous pensons que ces derniers ont un rôle crucial à jouer, étant donné qu’ils peuvent influencer les conditions d’investissement, la planification des infrastructures et le fonctionnement du marché. Avec la publication de cette nouvelle étude, nous voulons contribuer à définir la manière la plus efficace d’atteindre la neutralité climatique d’ici 2050 »
https://www.elia.be/fr/actualites/communiques-de-presse/2021/11/20211119_elia-group-publishes-roadmap-to-net-zero
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Etude Mc Kinsey rédigée en partenariat avec les spécialistes du sujet au LDES Council (Long duration energy storage Concil): “La plupart des projections suggèrent que pour que les objectifs climatiques mondiaux soient atteints le secteur de l’électricité doit se décarboner complètement d’ici 2040. Et la bonne nouvelle est que l’industrie mondiale de l’électricité fait des pas de géant vers la réduction des émissions en passant des combustibles fossiles à la production majoritaire d’électricité éolienne et solaire”
L’étude, basée sur plus de 10 000 points de données sur les coûts et les performances des sociétés du secteur, aboutit aux conclusions que le développement rapide d’un marché de stockage d’énergie de longue durée permettrait au système énergétique de fonctionner correctement avec une grande partie de l’électricité provenant d’énergies renouvelables et contribuerait ainsi de manière substantielle à la décarbonisation de l’économie.
Le LDES englobe un groupe de technologies conventionnelles et nouvelles, y compris le stockage mécanique, thermique, électrochimique et chimique, qui peuvent être déployées de manière compétitive pour stocker de l’énergie pendant des périodes prolongées et étendues économiquement pour soutenir la fourniture d’électricité, pendant des jours à des semaines et plus.
Elles permettent notamment la flexibilité l’ensemble du système énergétique, comprenant l’électricité, la chaleur, l’hydrogène et d’autres formes d’énergie :
https://www.mckinsey.com/~/media/mckinsey/business%20functions/sustainability/our%20insights/net%20zero%20power%20long%20duration%20energy%20storage%20for%20a%20renewable%20grid/svgz-netzerostorage-ex1-rev.svgz
Les diverses nouvelles technologies LDES suscitent un intérêt sans précédent de la part des gouvernements, des services publics et des opérateurs de transport, et les investissements dans le secteur augmentent rapidement
La modélisation McKinsey suggère que d’ici 2040, le LDES a le potentiel de déployer 1,5 à 2,5 térawatts (TW) de capacité électrique, soit huit à 15 fois la capacité totale de stockage d’énergie déployée aujourd’hui, à l’échelle mondiale.
De même, il pourrait déployer 85 à 140 térawattheures (TWh) de capacité énergétique d’ici 2040 et stocker jusqu’à 10 % de toute l’électricité consommée.
D’ici 2040, le déploiement du LDES pourrait permettre d’éviter 1,5 à 2,3 gigatonnes d’équivalent CO2 par an, soit environ 10 à 15 % des émissions actuelles du secteur de l’électricité.
Rien qu’aux États-Unis, le LDES pourrait réduire le coût global de la mise en place d’un système électrique entièrement décarboné d’environ 35 milliards de dollars par an d’ici 2040.
L’échelle de ces chiffres reflète les multiples cas d’utilisation des technologies LDES et le rôle central qu’elles peuvent jouer pour équilibrer le système électrique et le rendre plus efficace. Il s’agit notamment de la prise en charge de la stabilité du système, du raffermissement des accords d’achat d’électricité d’entreprise et de l’optimisation de l’énergie pour les industries avec des réseaux distants ou peu fiables. Mais de loin, la plus grande proportion du déploiement devrait être liée aux tâches centrales de transfert d’énergie, de fourniture de capacité et d’optimisation du transport et de la distribution (T&D) dans les systèmes d’alimentation en vrac
L’un des principaux avantages du LDES est qu’il entraîne des coûts marginaux faibles pour le stockage de l’électricité : il permet de découpler la quantité d’électricité stockée et la vitesse à laquelle elle est absorbée (chargée) ou libérée (déchargée) ; il est largement déployable et évolutif ; et il a des délais d’exécution relativement faibles par rapport à la mise à niveau des réseaux de T&D.
Cela le rend compétitif avec d’autres formes de stockage d’énergie telles que l’hydroélectricité (Step) et économiquement préférable aux mises à niveau du réseau coûteuses et prolongées. En effet, les preuves montrent que dans de nombreuses applications, il est susceptible d’être la solution la plus compétitive pour le stockage d’énergie au-delà d’une durée de six à huit heures.
En conséquence, le déploiement du LDES pourrait s’accélérer rapidement au cours des prochaines années. La modélisation Mc Kinsey prévoit l’installation d’une capacité électrique de 30 à 40 GW et d’une capacité énergétique d’un TWh d’ici 2025 dans un scénario de décarbonation rapide.
Une étape clé pour le LDES est atteinte lorsque les énergies renouvelables (ER) sont à 60 à 70 % de part dans les systèmes d’alimentation en vrac, que de nombreux pays ayant de grandes ambitions climatiques visent à atteindre entre 2025 et 2035. Cela inclurait probablement le Royaume-Uni, les États-Unis et de nombreux autres pays développés qui ont pris des engagements nets zéro.
Cette pénétration des énergies renouvelables catalyse le déploiement à grande échelle de LDES en tant que solution de flexibilité la moins coûteuse.
À l’heure actuelle les marchés de l’électricité sont pour la plupart à court terme ; les signaux de marché sur plusieurs jours et plusieurs semaines sont faibles par rapport à l’infra-journalier; et les systèmes de compensation pour la réduction des émissions de carbone n’existent pas ou sont insuffisants pour compenser les investisseurs pour le financement supplémentaire. Mais certains pionniers, dont la Californie et l’Arizona, ont produit des exemples de législation explicitement conçue pour répondre aux besoins du LDES. De même l’Arizona a lancé un programme d’incitation structuré pour encourager le LDES.
Ensemble, ces mesures contribueront à assurer la transition énergétique au moindre coût sociétal. Les projections de l’étude montrent qu’avec des déploiements précoces et un écosystème de marché favorable, les applications LDES peuvent atteindre des taux de rendement internes (TRI) bien supérieurs aux taux d’obstacles des investisseurs d’ici 2025, comparables aux TRI de référence des projets énergétiques matures actuels.
Les avantages pour la société du déploiement à grande échelle du LDES, alors que le solaire photovoltaïque et l’éolien deviennent les principales sources d’énergie, sont évidents : les alternatives sont plus coûteuses ; et ne pas investir dans la flexibilité du système alors que la part des énergies renouvelables dans le mix électrique augmente serait une source d’instabilité de l’approvisionnement en électricité.
(suite) Le rapport Mc Kinsey -LDES Council complet :
“Net-zero power: Long duration energy storage for a renewable grid.”
https://www.mckinsey.com/business-functions/sustainability/our-insights/net-zero-power-long-duration-energy-storage-for-a-renewable-grid
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