L’EPR finlandais Olkiluoto-3 mis en service - L'EnerGeek

L’EPR finlandais Olkiluoto-3 mis en service

epr finlandais olkiluoto-3 mis service - L'Energeek

Annoncée à l’origine en 2010, la mise en service du réacteur nucléaire EPR finlandais Olkiluoto-3 a eu lieu, ce 12 mars 2022. Pour l’heure limitée à 103 MW, sa puissance montera progressivement jusqu’à 1 650 MW en juillet, ce qui en fera l’un des réacteurs les plus puissants d’Europe.

Avec douze ans de retard, l’EPR finlandais Olkiluoto-3 est enfin connecté au réseau

Construit par le consortium Areva-Siemens, soutenu par EDF et Framatome, le réacteur nucléaire finlandais Olkiluoto-3 a été mis en service, ce samedi 12 mars 2022, et a commencé à produire de l’électricité.

“Aujourd’hui samedi 12 mars 2022 à 10h, le réacteur a été connecté au réseau national à un niveau de 103 MW”, a annoncé l’exploitant TVO dans un communiqué. Située sur l’île d’Olkiluoto, près de la ville de Pori, dans l’Ouest de la Finlande, la centrale nucléaire compte déjà deux réacteurs à eaux bouillantes de 890 MW, mis en service à la fin des années 1970.

Le nouvel EPR devrait progressivement augmenter sa puissance, pour atteindre les 1 650 MW en juillet, ce qui en fera l’un des plus puissants d’Europe. A cette date, il fournira environ 14 % de l’électricité produite en Finlande. Il devrait ainsi renforcer la sécurité énergétique du pays, qui importe aujourd’hui jusqu’à un quart de sa consommation électrique durant les pics hivernaux.

Près d’un milliard d’euros de pénalités pour Areva et Siemens

Il s’agit du troisième réacteur EPR à rentrer en service dans le monde, le premier en Europe, après les deux de la centrale de Taishan, en Chine. Trois autres réacteurs fonctionnant sur cette technologie sont en construction en Europe. L’EPR de Flamanville, en France, devrait rentrer en service d’ici 2023, les deux EPR d’Hinkley Point, au Royaume-Uni, sont programmés pour fin 2025, début 2026.

A la signature du contrat en décembre 2003, la mise en service de l’EPR Olkiluoto-3 était prévue en 2010, pour un coût total de 3 milliards d’euros. Le retard accumulé (douze ans) a provoqué des tensions et un lourd contentieux entre le consortium Areva-Siemens, et l’opérateur finlandais de l’EPR, le consortium TVO, mené par l’électricien Fortum et les groupes papetiers UPM Kymmene et Stora Enso, et composé d’industriels et de municipalités locales.

Au final, le coût total du chantier a triplée, et Areva et Siemens ont été contraints de verser des pénalités de retard qui devraient atteindre, au total, près d’un milliard d’euros.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Plus rapide, moins cher, moins risqué et plus fiable en cas d’invasion, russe notamment !

    En plus çà remplace des matériaux de toiture et c’est plus solide que les toitures conventionnelles face aux tempêtes etc

    Les installations solaires sur les toits vont presque doubler d’ici 2025 estime l’organisme de conseil indépendant norvégien Rystad Energy. Cà permet une baisse des prix de l’énergie pour les particuliers, bien moins d’investissements dans l’énergie pour les Etats, et une transition énergétique et écologique plus rapide.

    Les installations solaires sur les toits ont fait un bond de 64 % en cinq ans, passant de 36 GW en 2017 à 59 GW en 2021.

    Elles représentent désormais 30 % de la capacité solaire mondiale totale.

    Selon Rystad Energy, les installations solaires photovoltaïques ou mieux encore hybrides (solaire PV-Th) sur les toits vont exploser au cours des trois prochaines années, la capacité totale atteignant 94,7 GW en 2025. Cette croissance s’inscrit dans une récente tendance à la hausse du marché de l’énergie solaire sur les toits, après une adoption relativement lente entre 2010 et 2016.

    La croissance est principalement due à une adoption accrue en Chine, où les installations sur toitures sont passées de 19,4 GW en 2017 à 27,3 GW en 2021. Avant 2017, le solaire sur toiture était presque inexistant en Chine, avec seulement 4 GW de capacité installée en 2016.

    L’envolée de la capacité énergétique des toitures est principalement due aux incitations et aux politiques mises en place par de nombreux pays pour promouvoir leur adoption. C’est tout bénéfice pour ces derniers qui n’ont pas à effectuer l’essentiel des investissements mais touchent les taxes à la vente, installation etc en même temps que les particuliers tendent vers l’indépendance énergétique et adoptent de plus en plus les mobilités électriques. C’est par contre moins profitable pour les vendeurs d’énergie dont le modèle doit changer et s’adapter à cette nouvelle donne.

    Le photovoltaïque solaire à petite échelle, y compris les projets résidentiels, commerciaux et industriels (C&I) et hors réseau, prend de l’ampleur grâce à l’économie et aux politiques, la Chine, le Japon, l’Allemagne, les États-Unis et l’Australie apparaissant comme des marchés clés.

    “Les principaux facteurs expliquant l’essor du secteur résidentiel sont les coûts élevés de l’électricité au détail, les faibles coûts des systèmes, les tarifs en hausse de l’électricité et la surface disponible sur les toits “, explique Gero Farruggio, responsable de la recherche sur les énergies renouvelables chez Rystad Energy.

    L’Australie, les États-Unis et le Royaume-Uni dominent le solaire résidentiel

    L’Australie est en tête des installations photovoltaïques sur toiture par habitant avec 746 watts (WDC) par personne, suivie de l’Allemagne – 668 WDC par personne – et du Japon – 353 WDC par personne. L’Australie, les États-Unis et le Royaume-Uni sont les seuls pays figurant dans la liste des dix premiers pays pour la capacité totale installée sur les toits, où la plupart des systèmes sont destinés à alimenter des propriétés résidentielles. Cela est dû à une combinaison de facteurs, notamment les incitations (FiT et subventions), la forte proportion de propriétaires, les nombreux toits offrant un espace adéquat et la bonne ressource solaire (bien que cela ne s’applique pas au Royaume-Uni).

    En revanche, les autres pays en tête de liste ne disposent pas de suffisamment de ressources solaires, ne bénéficient pas d’incitations pour améliorer la compétitivité du photovoltaïque en toiture ou la majorité de leur population vit en location ou en appartement et n’est pas en mesure d’installer des systèmes solaires. Ainsi, le secteur C&I est en tête des installations photovoltaïques sur toiture.

    États-Unis et Australie – une étude de cas sur les incitations

    Les États-Unis et l’Australie sont des marchés similaires en ce qui concerne les terrains, les niveaux élevés d’accession à la propriété, les bonnes ressources solaires, mais ils diffèrent de manière significative dans leurs incitations à l’énergie solaire.

    La population des États-Unis – 330 millions d’habitants – est 10 fois plus nombreuse que celle de l’Australie – 26 millions d’habitants – mais les installations photovoltaïques annuelles en toiture aux États-Unis ne représentent que le double de celles de l’Australie. En outre, la répartition des systèmes résidentiels et C&I est plus équilibrée aux États-Unis, puisque 44 % de la capacité totale installée est destinée à alimenter des propriétés C&I et 56 % des propriétés résidentielles.

    En Australie, 87 % des systèmes photovoltaïques à petite échelle sont utilisés pour alimenter des propriétés résidentielles, tandis que 13 % sont installés pour une utilisation C&I. Cette différence s’explique par le fait que les systèmes photovoltaïques à petite échelle ne sont pas destinés à alimenter des propriétés résidentielles.

    Cet écart est dû au coût d’achat plus élevé aux États-Unis. Un système de 3 kilowatts coûte 4,6 $/WDC aux États-Unis, contre seulement 0,96 $ (USD) par WDC en Australie. Le prix plus élevé aux États-Unis s’explique principalement par les coûts accessoires importants associés à l’achat du système, notamment la taxe de vente, les permis, les inspections, l’interconnexion et les marges bénéficiaires. Tous ces coûts accessoires aux États-Unis représentent 64 % du coût total, soit 3 $/WDC pour le système de 3 kilowatts. En plus des coûts plus élevés, l’économie des systèmes résidentiels est moins favorable aux États-Unis étant donné que les prix de détail de l’électricité (coûts compensés) sont sensiblement plus bas – mais cela dépend de l’État.

    https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/rooftop-solar-installations-to-almost-double-by-2025-capacity-approaching-95-gw-on-incentives-and-friendly-policies/

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  • Le stockage longue durée (LDES) en croissance annuelle à 2 chiffres. Des pays prennent de l’avance sur d’autres et risquent de capter l’essentiel des marchés mondiaux

    Les représentants de l’industrie du stockage d’énergie et le ministère britannique de l’énergie ont récemment abordé le déblocage des investissements dans les technologies de stockage d’énergie.

    La décarbonation du système électrique britannique d’ici 2035 nécessitera une gamme de technologies flexibles de stockage d’énergie de longue durée (LDES) locales afin de renforcer la contribution des énergies renouvelables et d’assurer la stabilité du système.

    Un rapport récent d’Aurora Energy Research a souligné le besoin de LDES, suggérant que jusqu’à 24 GW de LDES pourraient être nécessaires pour gérer efficacement l’intermittence de la production d’énergie renouvelable conformément à un système électrique net zéro d’ici 2035.

    Aurora a déclaré qu’un mécanisme de plafond et de plancher serait le mieux placé pour soutenir le déploiement de LDES, faisant écho à des conclusions similaires de KPMG.

    L’introduction rapide d’un mécanisme de plafond et de plancher adapté par le gouvernement cette année pourrait débloquer des milliards de livres d’investissement dans ces technologies vitales et créer des milliers d’emplois qualifiés.

    Dans un mécanisme de plafond et de plancher, les revenus ou les marges sont soumis à des niveaux minimum et maximum. En dessous du «plancher», les clients augmenteraient leurs revenus, et les revenus supérieurs au «plafond» seraient restitués en tout ou en partie aux clients. C’est un modèle actuellement utilisé pour les interconnexions.

    L’Alliance a déclaré que le LDES “jouera non seulement un rôle majeur dans la réduction significative de la dépendance du Royaume-Uni à l’égard du gaz importé” – un objectif clé du gouvernement britannique à la lumière de la hausse des prix du gaz – mais qu’il apportera également des gains d’efficacité significatifs au réseau britannique, contribuant à réduire les factures d’énergie des consommateurs.

    Le stockage de longue durée (LDES) est un élément clé du plan visant à tirer pleinement parti du secteur des énergies renouvelables. Le gouvernement britannique a déjà engagé 68 millions de livres sterling de financement pour le développement des technologies LDES qui ont des perspectives mondiales très importantes à l’export.

    La Long-Duration Electricity Storage Alliance a l’intention de travailler avec le gouvernement britannique dans de nouvelles capacités hydroélectriques de stockage par pompage, ainsi que pour accélérer le déploiement commercial de technologies plus récentes telles que le stockage d’énergie à air liquide et les batteries de flux.

    Les membres du Conseil comprennent de grandes entreprises d’achat d’énergie renouvelable telles que Microsoft et Google, ainsi que divers acteurs du stockage d’énergie et du secteur de l’énergie au sens large.

    Le gouvernement américain a adopté une approche similaire à celle du Royaume-Uni en lançant des opportunités de financement compétitives pour soutenir la commercialisation de la technologie de stockage d’énergie de longue durée (LDES), ainsi qu’en prenant d’autres engagements tels que la construction d’un centre de R&D de longue durée au PNNL, l’un des laboratoires nationaux du pays.

    Le Département américain de l’énergie (DoE) s’est fixé pour objectif de réduire le coût du stockage de longue durée de 90 % d’ici 2030 pour le rendre encore plus compétitif.

    Pendant ce temps, en Europe continentale, des groupes industriels ont exhorté les législateurs de l’Union européenne à reconnaître l’importance du stockage d’énergie, en particulier de longue durée, pour permettre la transition énergétique bas carbone tout en maintenant la fiabilité et en supprimant les coûts de modernisation du réseau électrique.

    https://www.energy-storage.news/uks-energy-minister-talks-decarbonisation-with-new-long-duration-electricity-storage-alliance-group/

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  • Bravo, le génie de service.

    Vous avez pioché la 1ère merde trouvé sur internet sans même comprendre de quoi ça parlait,
    Vous avez fait un coup de Google trad et vous re-balancez ça ici….

    Nan, mais sérieux, c’est quoi votre valeur ajouté ?

    Vous parlez de techno de stockage sans même en citer une seule, et ça doit se faire dans moins de 10 ans.
    En gros, le type complétement à côte de la plaque….

    Félicitations.

    Je vous décerne le prix Nobel de débilité.

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  • @ Sam Sam

    Toute personne compétente en énergie connaît les technologies LDES et leurs développements actuels. Avec vous il faut reprendre chaque fois le cours pour débutant attardé aux débuts.

    C’est un secteur essentiel et même stratégique de plus en plus suivi avec plusieurs sites sur ce sujet

    J’ai tenté de vous aider pour votre immeuble dépendant du gaz puisqu’en temps que scientifique j’ai travaillé sur différents projets et programmes du secteur énergétique notamment liés à l’habitat qui ont ensuite été mis à l’échelle par des entreprises dont je connais donc les responsables et dirigeants et vers lesquels j’aurais pu vous orienter mais vous m’avez envoyé promener, donc débrouillez-vous et financez si çà vous plaît les guerres de Poutine ou votez Marine le Pen l’arracheuse d’éoliennes qui est classée dernière avec son programme climatique par le Shift Project lui-même dont le président n’est autre que JM Jancovici pourtant plutôt favorable au nucléaire !!!

    Quand on cite un taux de croissance de 32% par an c’est bel et bien un marché et donc un déploiement rapide qui a lieu derrière

    Intéressez-vous en profondeur au LDES et aux technologies qui se déploient dès aujourd’hui au lieu de vous boucher la vue en écrivant des bêtises.

    Les conclusion du Shift Projet pourtant favorable au nucléaire vont à l’encontre de votre vote !

    Ceux qui s’en sortent le mieux sont Yannick Jadot (Europe Ecologie-Les Verts) et Jean-Luc Mélenchon (La France insoumise) et qui avancent des programmes proches de la SNBC.

    Je vous confirme que le programme climatique de Marine le Pen est nul et ce n’est pas une opinion électorale, simplement un point de vue scientifique.

    Même celui de Y. Jadot qui est en tête de classement n’est pas assez complet ni ne va assez loin.

    “Il n’y a pas beaucoup de gens qui sont irréprochables dans leur compréhension du problème à traiter”, juge Jean-Marc Jancovici, président du Shift Project.

    Je pense plus encore que l’on est loin du compte comparé aux technologies les plus efficientes et ce n’est pas le nucléaire, trop long, trop cher, trop risqué, surtout dans contexte encore plus conflictuel actuel et à venir, etc.

    Et la France a pourtant des opportunités au plan des marchés mondiaux renouvelables etc

    https://www.francetvinfo.fr/elections/programmes-election-presidentielle-2022/programmes-climat/exclusif-crise-climatique-on-a-epluche-les-programmes-des-candidats-a-la-presidentielle-pour-voir-s-ils-respectent-l-accord-de-paris_5033276.html

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