La Finlande annule un contrat avec Rosatom pour construire un réacteur nucléaire - L'EnerGeek

La Finlande annule un contrat avec Rosatom pour construire un réacteur nucléaire

finlande annule contrat rosatom construire reacteur nucleaire - L'Energeek

Ce lundi 2 avril 2022, Fennovoima, le consortium à majorité finlandaise en charge de la construction du réacteur nucléaire de Pyhajöki, dans le Nord de la Finlande, a annoncé l’annulation de son contrat avec le russe Rosatom, en raison des « risques » liés à l’invasion russe de l’Ukraine.

Fennovoima annule son contrat avec une filiale de Rosatom pour le réacteur nucléaire de Pyhajöki, au Nord de la Finlande

Les sanctions européennes ne visent pas directement les entreprises russes actives dans le nucléaire civil. Les partenariats en cours entre des acteurs européens et Rosatom sont donc toujours valides.

Pour autant, l’invasion de l’Ukraine par l’armée russe vient de stopper net la participation du géant nucléaire russe à un projet de construction de réacteur de 1 200 MW dans le Nord de la Finlande, à Pyhajöki, au bord de la mer Baltique. Il est piloté par Fennovoima, un consortium composé à 66 % d’entreprises finlandaises et à 34 % par une filiale de Rosatom, RAOS Project.

Lancé en 2010, ce projet accusait d’importants retards. Certes, tous les travaux préparatoires au chantier de la centrale sont achevés, mais le permis de construire final n’a toujours pas été accordé. A la veille de l’invasion de l’Ukraine, le gouvernement finlandais avait déjà fait savoir qu’il allait réévaluer le projet, un des principaux chantiers industriels impliquant une entreprise russe dans l’Union européenne.

Ce 2 mai 2022, le couperet est tombé : Fennovoima a annoncé que le contrat avec la filiale de Rosatom était annulé. « La guerre en Ukraine a aggravé les risques du projet », a justifié le consortium, qui a précisé que RAOS Project, « a été incapable d’atténuer ces risques ».

« Trop tôt pour spéculer sur l’avenir du projet »

Le communiqué invoque aussi « l’incapacité de RAOS Project à faire aboutir » le chantier du réacteur Hanhikivi-1. La coopération avec la filiale de Rosatom est donc terminée, à effet immédiat, mettant un terme aux travaux avec le groupe russe sur le chantier.

Le coût total du projet était estimé à 7,5 milliards de dollars. Fennovoima a déjà engagé entre 600 et 700 millions d’euros. Reste à savoir si cette décision met un terme à la construction du réacteur, ou si le consortium va chercher un nouveau partenaire.

Il est trop tôt pour spéculer sur l’avenir du projet. La priorité actuelle est d’annuler le contrat en cours”, a déclaré le président de Fennovoima Esa Härmälä lors d’une conférence de presse. « Dans un si grand projet il y a d’importantes complexité et les décisions sont seulement prises après des évaluations approfondies », précise Fennovoima.

La Finlande fait partie des pays qui continuent d’investir dans le nucléaire civil. Le pays dispose déjà de quatre réacteurs opérationnels, couvrant 30 % de ses besoins en électricité. Un réacteur EPR de 1 650 MW, construit par un consortium Areva-Siemens, a été également mis en service en mars 2022 sur le site d’Olkiluoto, avec un fonctionnement à pleine capacité prévu pour septembre.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • La hausse des prix du gaz/pétrole accélèrent la demande d’énergies renouvelables mais également les projets du secteur hydrogène

    Pacific Gas and Electric Company (PG&E) lance l’étude et démonstration sur l’hydrogène de bout en bout la plus complète des Etats-Unis qui examinera le potentiel de l’hydrogène zéro carbone comme source d’énergie renouvelable pour l’ensemble de l’industrie du gaz naturel.

    L’étude Hydrogen to Infinity (H2∞) mélangera l’hydrogène et le gaz naturel dans un système de pipeline de transport autonome. H2∞ permettra à PG&E et à ses partenaires (Northern California Power Agency [NCPA], Siemens Energy, la ville de Lodi, GHD Inc. et l’Université de Californie à Riverside) de mener une étude complète des différents niveaux de mélanges d’hydrogène dans un multi – réseau de gazoduc multidirectionnel d’alimentation en gaz naturel indépendant de son réseau de transport de gaz naturel actuel.

    L’installation dédiée permettra une étude contrôlée et sûre de l’injection, du stockage et de la combustion d’hydrogène de différents mélanges d’hydrogène dans une variété d’utilisations finales. La centrale électrique Lodi Energy Center de la NCPA est située à côté de H2∞ et acceptera un mélange hydrogène-gaz naturel pour la production d’électricité dans la turbine à gaz Siemens Energy 5000F4.

    H2∞ comprendra une nouvelle installation située à Lodi, en Californie, qui servira de laboratoire d’étude intégrant la production, le transport par pipeline, le stockage et la combustion.

    Les domaines d’intérêt du projet comprennent :

    – Besoins techniques, opérationnels et de sécurité
    – Développement du marché
    – Résilience et flexibilité énergétiques
    – Partenariats commerciaux et gouvernementaux
    – Environnement de test fonctionnel sans précédent pour la recherche continue
    – Environnement de formation aux nouvelles technologies

    https://www.pge.com/en_US/about-pge/media-newsroom/news-details.page?pageID=66b8ed99-3175-48da-95d6-1a1fde0a4f18&ts=1651546270622

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  • Navire néerlandais de transport d’hydrogène liquide de 141 m et 37 500 m3 (en 3 réservoirs) et propulsion par pile a combustible

    Ici dans la fourniture par l’Ecosse et ses excédents éoliens offshore d’hydrogène à prix compétitif à différents sites de stockage européens avant la mise en place de pipelines (la consommation d’hydrogène rapportée à la quantité transportée est insignifiante)

    https://c-job.com/new-class-of-hydrogen-ship-design-will-revolutionize-renewables-market/

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  • Plusieurs pays européens, parmi d’autres ailleurs, se préparent à être exportateurs d’hydrogène. Ceux qui peuvent avoir les coûts d’électricité (réseau et hors réseau) les plus bas (très schématiquement solaire au Sud, éolien au Nord), tout en ayant des capacités naturelles importantes de stockage (plus elles sont grandes généralement moins çà coûte) et étant les moins éloignés des importants pôles de consommation, sont le plus souvent les mieux placés

    Carte de l’European Hydrogen Backbone (EHB) d’environ 53 000 km d’infrastructure de pipelines d’hydrogène dans 28 pays européens d’ici 2040 avec les sites de stockage souterrains. L’hydrogène peut remplacer 25 à 50 milliards de m3 par an de gaz russe importé d’ici 2030.

    L’ambition de la Commission européenne est le développement d’un marché européen de l’hydrogène renouvelable de 20,6 millions de tonnes d’ici cette date.

    L’investissement total est estimé entre 80 et 143 milliards d’euros, basé sur l’utilisation d’environ 60 % de gazoducs réaffectés et d’environ 40 % de nouveaux tronçons, y compris des gazoducs sous-marins. Cette estimation inclut les pipelines sous-marins et les interconnexions reliant les centres de demande continentaux aux hubs de production d’énergie offshore. Le transport d’hydrogène coûterait en moyenne 0,11 à 0,21 € par kg d’hydrogène, faisant de l’EHB l’option la plus rentable pour son transport à grande échelle et sur de longues distances. Dans le cas où il serait transporté exclusivement via des conduites sous-marines, le coût serait de 0,17 à 0,32 € par kg

    Cartes et plus de détails sur l’European Hydrogen Backbone

    https://gasforclimate2050.eu/wp-content/uploads/2022/04/EHB-A-European-hydrogen-infrastructure-vision-covering-28-countries.pdf

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  • La Finlande compte sur l’éolien pour l’exportation d’hydrogène vert “compétitif”

    La demande d’hydrogène devrait augmenter à un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 5,48 % d’ici à 2025 et le marché mondial du stockage d’hydrogène devrait croître à un TCAC de 5,8 % sur la même période.

    Dans le même temps les énergies renouvelables, tirée par le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre, devraient augmenter de 50 % d’ici 2024.

    L’hydrogène a le potentiel de devenir l’une des options de stockage d’électricité très longue durée (de nombreux mois et plus) les moins coûteuses. De plus les énergies renouvelables peuvent être transmises via l’hydrogène et les carburants à base d’hydrogène sur de longues distances depuis des zones disposant de ressources solaires et éoliennes abondantes, telles que l’Australie ou l’Amérique latine, jusqu’à des villes gourmandes en énergie situées à des milliers de kilomètres. Il y a donc lieu d’anticiper des changement importants dans la géopolitique de l’énergie : avantage aux pays les mieux lotis en solaire et éolien tout en étant les moins éloignés des plus grands centres de consommation d’énergie.

    Outre son éventuelle prochaine adhésion à l’Otan (annonce prévue le 12 mai) tout comme la Suède dont la décision est également imminente (24 mai), la Finlande a le potentiel de devenir l’un des principaux producteurs d’hydrogène d’Europe, selon une étude réalisée par les gestionnaires de réseaux électriques et gaziers du pays Fingrid et Gasgrid Finland.

    Environ 90 % de l’électricité finlandaise est déjà dite décarbonée (hydroélectricité, éolien, nucléaire) et son prix est parmi les plus bas d’Europe grâce à l’hydroélectricité et à l’éolien

    Si tous les projets éoliens terrestres et offshore en cours en Finlande se concrétisent, ils devraient produire environ 500 TWh d’électricité par an, plus que la consommation électrique française actuelle. De ce potentiel, près de 450 TWh pourraient être disponibles pour les besoins de l’industrie, ce qui correspondrait à la production de plus de 300 TWh d’hydrogène pur par an.

    La demande régionale en hydrogène est estimée à plus de 30 TWh d’ici 2030 et à environ 65 TWh d’ici 2050, une grande partie pouvant être ainsi exportée.

    Gasgrid Finland et l’opérateur de réseau national Fingrid ont uni leurs forces au printemps 2021 pour examiner les possibilités d’une économie de l’hydrogène en Finlande, ainsi que le rôle de l’infrastructure énergétique du pays

    Le rapport d’étape récemment publié du projet “Energy Transmission Networks as enablers of a hydrogène economy and a clean energy system” met en avant les opportunités qu’offre une infrastructure de transport d’électricité et d’hydrogène pour le système énergétique.

    Un pipeline d’infrastructure à hydrogène peut favoriser la flexibilité du système, une transmission efficace de l’énergie et la moins coûteuse par unité d’énergie transportée et réduire les risques pour les producteurs et les consommateurs, une fois que l’infrastructure réunit de nombreux producteurs et consommateurs les uns avec les autres.

    Le groupe d’Etat Gasgrid Finland participe également au groupe European Hydrogen Backbone d’environ 53 000 km d’infrastructure de pipelines d’hydrogène dans 28 pays européens d’ici 2040, comprenant les gestionnaires de réseaux de transport de gaz européens

    https://www.both2nia.com/en/news/finland-well-set-build-powerful-hydrogen-economy

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  • Les pays Scandinaves (Islande, Norvège, Suède, Finlande) associés pour la production d’hydrogène vers (et vert !) le coeur de l’Europe…idem au Sud l’Espagne, l’Italie, à l’Est la Suisse et à l’Ouest le Royaume-uni (pas de “Brexit” de l’énergie mais un “Brenter” énergétique accru !)

    Pour la Finlande un réseau de pipelines d’hydrogène se développerait progressivement des vallées régionales de l’hydrogène en un vaste réseau international.

    Le réseau hydrogène envisagé pour la région de l’Arc de Botnie, The BotH2nia network, relierait la production d’hydrogène émergente dans les zones côtières de Finlande et de Suède avec les zones à demande industrielle.

    De la dorsale européenne de l’hydrogène, le pipeline pourrait ensuite s’étendre de la Finlande jusqu’en Allemagne, ce qui permettrait l’exportation généralisée d’hydrogène pour les besoins de l’industrie en Europe centrale. Au Nord la Norvège comme l’Islande se préparent à exporter leur énergie dont l’hydrogène vers le Centre de l’Europe (liaison notamment Norvège-Allemagne). Au Sud l’Espagne et l’Italie font de même pour exporter vers le Centre de l’Europe et parmi d’autres la Suisse vers notamment l’Ouest européen, les Pays-Bas vers l’Est, tout comme par ailleurs le Royaume-Uni

    Fingrid et Gasgrid Finland font toutes deux partie du réseau BotH2nia, dont l’objectif est de créer une concentration transfrontalière de l’industrie de l’hydrogène autour du Nord de la Baltique.

    1000 kilomètres de canalisation d’hydrogène sont prévus entre l’Ostrobotnie et la Suède. Le projet réduira la dépendance aux énergies fossiles et augmentera le degré d’autosuffisance énergétique.

    Derrière l’investissement (estimé à environ 3,5 milliards d’euros), qui a été nommé “Nordic Hydrogen Route – Bothnia Bay”, se trouvent Gasgrid Finland et le groupe suédois Nordion Energi.

    Porteurs d’énergies renouvelables

    L’hydrogène sera produit localement à l’aide de l’énergie éolienne dont la variabilité est ainsi assurée notamment par le stockage d’hydrogène.

    Fingrid a déjà signé plus de 5 000 MW d’accords de raccordement d’énergie éolienne pour des projets qui seront achevés entre 2022 et 2024. Au total, le groupe a reçu 150 000 MW de demandes de raccordement au réseau principal. La plupart des demandes concernent l’éolien terrestre

    Gasgrid Finland et Nordion Energi qualifient le réseau d’hydrogène prévu de “projet transfrontalier pionnier” qui accélérera la transition énergétique, des énergies fossile vers les énergies renouvelables, soutiendra le développement économique régional et rendra l’Europe plus autosuffisante en énergie et à prix stable et compétitif.

    Le réseau hydrogène devrait également augmenter l’attractivité du territoire nordique en matière d’investissements industriels et de création d’emplois. Les chiffres évoqués sont de 25 000 nouveaux emplois jusqu’en 2030 et 46 000 emplois dix ans plus tard.

    La Route nordique de l’hydrogène favorisera de manière significative les objectifs climatiques ambitieux de la Finlande et de la Suède.

    Comme le rappelle le PDG de Nordion Energy, Hans Kreisel, il est plus rentable de transporter l’énergie sous forme d’hydrogène que via le réseau électrique. La Route nordique de l’hydrogène permettra un coût de transport de 0,1-0,2 €/kg, permettant de multiplier par dix les investissements d’environ 37 milliards d’euros dans l’énergie éolienne et l’électrolyse, en plus d’autres investissements tout au long des chaînes de valeur de l’hydrogène. Le réseau de pipelines devrait transférer de l’énergie vers les sites de demande d’hydrogène 2 à 4 fois moins cher que les lignes électriques, renforçant ainsi l’économie de l’hydrogène de manière rentable.

    Un autre avantage est que les conduites d’hydrogène n’interfèrent pas avec les activités au sol lorsqu’elles sont enterrées. Les lignes électriques aériennes nécessitent en effet une ouverture large à travers le paysage.

    L’éolien et le solaire et les productions locales couplées et optimisées d’hydrogène notamment avec les réseaux de chaleur, compensent donc ainsi en partie substantielle leur plus forte occupation d’espaces, en plus du fait que le solaire va de plus en plus s’intégrer notamment aux bâtiments compte tenu de ses prix bas.

    Gasgrid Finland et Nordion Energi analyseront plus en détail le potentiel du projet et présenteront ce semestre des prévisions de demande d’hydrogène et d’électricité jusqu’en 2045. Parallèlement, un dialogue aura lieu avec les producteurs d’électricité, les industries, les autorités et les autres parties prenantes du deux pays. En collaboration avec eux, le concept final sera ensuite finalisé.

    Les travaux de construction débuteront en 2026 avec l’objectif que le système soit prêt d’ici 2030. Parallèlement, l’objectif est d’avoir établi un marché ouvert de l’hydrogène dans les pays européens.

    L’hydrogène a un rôle important à jouer notamment comme vecteur des énergies renouvelables variables (solaire, éolien), dans l’industrie, la production d’engrais, la fabrication d’acier, les transports lourds et longues distances etc

    Projet Nordic Hydrogen Route

    https://nordichydrogenroute.com/project/

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  • En plus de PG&E, cité plus haut, dont l’approche concerne l’ensemble des Etats-Unis, j’ajoute que ces derniers, parmi d’autres pays, avec également SoCalGas, accélèrent sur l’hydrogène renouvelable notamment en Californie (5e puissance économique mondiale qui prévoit de passer aux 100% d’énergies renouvelables d’ici 2045, après l’Allemagne 4e puissance économique mondiale qui a récemment raccourci le délai à 2035)

    SoCalGas propose de développer le plus grand système d’infrastructure énergétique à hydrogène renouvelable des États-Unis pour aider à décarboner le bassin de Los Angeles et accélérer les objectifs climatiques de la Californie. “Angeles Link” permettra de décarboner la production d’électricité, les industries difficiles à électrifier et les transports lourds

    Projet “Angeles Link”

    https://www.socalgas.com/sustainability/hydrogen/angeles-link

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