Ce 28 juin 2022, la société énergétique de Tchéquie ČEZ a signé un contrat avec l’américain Westinghouse et le français Framatome pour la livraison d’assemblages de combustible destinés à la centrale nucléaire de Temelín, à partir de 2024, en remplaçant de combustible russe fourni par une filiale de Rosatom.
ČEZ, Westinghouse et Framatome signent le contrat de fourniture de combustible de la centrale nucléaire de Temelín
En avril 2022, à la suite d’un appel d’offre, la société énergétique d’État de la Tchéquie, ČEZ, a attribué à l’américain Westinghouse et au français Framatome le contrat de fourniture de combustible nucléaire pour la centrale de Temelín à partir de 2024.
Ce 28 juin 2022, cet accord a été formalisé par la signature d’un contrat sur dix ans entre les trois parties. Jusqu’ici, le combustible était fourni par la société TVEL, une filiale du groupe d’État russe Rosatom.
“Dans un souci de diversification, deux fournisseurs ont finalement été sélectionnés afin que le groupe ČEZ puisse assurer de manière fiable un approvisionnement continu en combustible pour les réacteurs de la centrale nucléaire de Temelín à l’avenir et ainsi minimiser le risque d’une éventuelle rupture d’approvisionnement”, avait déclaré Ladislav Kříž, porte-parole du groupe ČEZ, au moment de l’appel d’offre.
Les deux réacteurs de la centrale de Temelín, de 930 et 780 MW, sont des modèles de conception russe de type VVER, mis en service au début des années 2000. Westinghouse avait précédemment modernisé leurs systèmes de sécurité dans les années 1990, pour atteindre le niveau des normes occidentales de sûreté nucléaire.
Vers un nouveau réacteur dans l’autre centrale nucléaire de Tchéquie, Dukovany
La Tchéquie possède une autre centrale nucléaire, à Dukovany, équipée de quatre réacteurs VVER de 440 MW. TVEL étant le seul producteur de combustible compatible avec ce type de réacteur, il dispose d’un contrat de fourniture jusqu’à la fin de vie des réacteurs, entre 2035 et 2037.
En 2015, le gouvernement tchèque a par ailleurs validé le principe de la création d’un nouveau réacteur de 1 200 MW sur le site de Dukovany, qui devrait rentrer en service en 2035, pour prendre le relai des quatre réacteurs VVER de 400 MW.
En mars 2022, le gouvernement tchèque a lancé officiellement l’appel d’offre pour la construction de ce réacteur, auquel participent le français EDF, le sud-coréen KHNP et Westinghouse.
Prague a refusé, pour des raisons de sécurité, de laisser des groupes russes ou chinois participer à l’appel d’offre, fermant la porte à société russe Rosatom et la société chinoise CGN, qui s’étaient montrées intéressées.
Outre ce réacteur, le gouvernement tchèque envisage d’en construire deux autres à Dukovany, et un autre à Temelín. La Tchéquie est le troisième plus important exportateur d’électricité de l’Union européenne, après la France et l’Allemagne.
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
Il faut prendre un peu de hauteur : La dépendance au nucléaire russe dans le monde et en particulier en Europe est moins liée au combustible qu’aux pièces et équipements
La forte dépendance au nucléaire russe dans le monde, y compris en Europe, et ses éventuelles conséquences très problématiques
Les conséquences auxquelles sont confrontés les pays alliés de l’Ouest en raison de l’emprise de Moscou sur les marchés mondiaux du pétrole et du gaz naturel sont réelles et bien comprises, même si les solutions restent difficiles.
Mais ces nations sont également confrontées à un autre niveau de risque énergétique qui a reçu moins d’attention alors que la guerre en Ukraine s’éternise : La part considérable de la Russie sur le marché mondial de l’énergie nucléaire (environ 60% de part de marché)
Les dirigeants occidentaux doivent immédiatement examiner leur exposition aux exportations nucléaires russes et prendre des mesures pour la réduire, faute de quoi ils risquent de subir un nouveau choc énergétique aux mains de Poutine.
Il existe plusieurs segments de la chaîne de valeur du nucléaire commercial où un fournisseur russe pourrait avoir un impact sur la disponibilité d’un réacteur en Occident pour fournir de l’énergie. Pour le combustible nucléaire, il s’agit de l’extraction et de la concentration de l’uranium, de sa conversion, de son enrichissement et de la fabrication du combustible. Pour les réacteurs existants de conception russe, il s’agit de fournir des pièces de rechange et des services uniques aux fabricants d’équipements originaux.
La Russie détient une part de marché importante dans bon nombre de ces éléments de la chaîne d’approvisionnement nucléaire par l’intermédiaire de son entreprise nucléaire publique Rosatom. Pour cette raison, plusieurs pays dans le monde sont pris dans une situation difficile, y compris les États-Unis. Ils peuvent vouloir se retirer de l’achat de fournitures d’énergie nucléaire auprès de Rosatom pour réduire le risque de la chaîne d’approvisionnement et cesser d’envoyer de l’argent à la Russie, mais en même temps, ils dépendent actuellement des services et des matériaux russes pour faire fonctionner leurs réacteurs.
Comme exposé dans un document publié le mois dernier par le Center on Global Energy Policy de l’université Columbia, plusieurs pays alliés des États-Unis ont des réacteurs russes en fonctionnement ou en construction, notamment la Finlande, la République tchèque, la Turquie et l’Ukraine.
Ces pays risquent de voir leurs réacteurs de fabrication russe connaître des difficultés de fonctionnement, voire des pannes, sans les matériaux, les équipements et les services nécessaires à leur maintenance. Toutefois, diverses entreprises de fabrication occidentales peuvent, avec le temps, commencer à produire des remplacements pour surmonter ce problème d’approvisionnement.
Le problème le plus critique est la chaîne d’approvisionnement en combustible d’uranium. Comme la Russie n’exploite que 6 % de l’uranium mondial, il est relativement facile pour les pays et les propriétaires de centrales nucléaires de trouver d’autres sources mondiales de minerai d’uranium.
Cependant, la Russie contrôle 40 % du marché mondial de la conversion de l’uranium, où le “yellow cake” d’oxyde d’uranium est transformé en hexafluorure d’uranium – une forme gazeuse nécessaire au processus d’enrichissement. L’uranium naturel a une teneur en isotope 235 de 0,7 %, et le processus d’enrichissement augmente la teneur en U-235 jusqu’aux 3 à 5 % nécessaires au fonctionnement des réacteurs nucléaires.
Et la Russie détient 46 % de la capacité d’enrichissement de l’uranium. La grande majorité des 439 réacteurs du monde entier ont besoin de combustible d’uranium enrichi, y compris tous les réacteurs du parc américain. Et si chaque réacteur est plus ou moins dépendant des services d’enrichissement russes, il s’agit au total d’un risque matériel.
La dure réalité est que si la Russie cessait de livrer de l’uranium enrichi aux compagnies d’électricité américaines, le fonctionnement des réacteurs pourrait être affecté cette année ou l’année prochaine. Cela pourrait entraîner des pannes de réacteurs et, étant donné que l’énergie nucléaire représente plus de 20 % de la capacité de production dans certaines régions du pays, les prix de l’électricité augmenteraient encore plus que l’inflation actuelle. Il pourrait même ne pas y avoir assez d’électricité dans ces régions pour couvrir la demande. En outre, si l’on se demandait si la Russie pouvait utiliser ses exportations d’énergie à des fins politiques, cela a été clairement démontré le mois dernier lorsqu’elle a arrêté les livraisons de gaz naturel à la Pologne, à la Bulgarie et à la Finlande puis ensuite à d’autres pays européens.
Les États-Unis ont besoin d’une politique proactive et d’une action d’achat pour commencer à faire face à cette situation. Par exemple, une installation de conversion basée aux États-Unis qui a été mise en veilleuse pendant des années prévoit maintenant de redémarrer en 2023 à la moitié de sa capacité nominale, mais elle pourrait remplacer une quantité encore plus grande de services de conversion russes avec le soutien de la politique du gouvernement américain ainsi que des achats auprès de compagnies d’électricité privées. En ce qui concerne l’enrichissement, le gouvernement américain et les compagnies d’électricité privées pourraient étudier des stratégies visant à développer la production et la technologie américaines afin de remplacer l’approvisionnement russe le plus rapidement possible.
Les trois principales entreprises susceptibles d’accroître la production sont l’entreprise privée américaine Centrus, l’entreprise britannique/néerlandaise/allemande Urenco et l’entreprise française Orano. En outre, les États-Unis ont besoin d’une chaîne de combustible d’uranium de technologie 100 % américaine pour les armes nucléaires et les réacteurs de la marine américaine. Les États-Unis ont perdu cette capacité en 2013 lorsque la dernière usine d’enrichissement de technologie américaine a fermé ses portes, et les États-Unis se sont appuyés sur d’anciens stocks à des fins militaires. Il s’agit d’une autre partie fragile de la chaîne d’approvisionnement en combustible nucléaire des États-Unis qui devrait être examinée en vue d’une éventuelle reconstruction. Le leadership russe dans des parties importantes de la chaîne d’approvisionnement nucléaire est un autre risque potentiel pour le secteur énergétique mondial. Des investissements politiques et privés seront nécessaires pour relever ce défi également.
La guerre de la Russie en Ukraine est loin d’être terminée. L’utilisation par Moscou de l’énergie comme arme pour infliger des souffrances aux alliés de l’Ukraine n’en est peut-être qu’à ses débuts. Les dirigeants occidentaux doivent prendre des mesures dès maintenant pour éviter que leurs pays ne soient exposés à l’emprise de la Russie sur la chaîne d’approvisionnement en énergie nucléaire, afin de protéger leurs économies contre des chocs énergétiques plus importants.
Matt Bowen est chercheur au Center on Global Energy Policy de l’Université de Columbia. Paul Dabbar est scientifique éminent chercheur invité au Center on Global Energy Policy
https://thehill.com/opinion/energy-environment/3519264-whats-at-risk-due-to-russias-nuclear-power-dominance/
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Ce qui est sous dépendance également ce sont les carburants et comment faire des carburants civils et militaires neutres en C02 à bas prix : avec du nucléaire ou avec du solaire CSP ?
Le StL (Solar to liquid) a un meilleur bilan que le PtL (Power to liquid)
Les agrocarburants sont hors course avec un bilan désastreux compte tenu du rendement complet rapporté à la surface utilisée compte tenu du rendement de la photosynthèse et de la bien supérieure consommation d’eau comparé au solaire CSP : résultat il vaut mieux planter des arbres sur les cultures on absorbera bien plus de C02 comme le disait déjà en 2012 Hartmut Michel, prix Nobel de chimie, je cite : “La combinaison des cellules photovoltaïques/batterie électrique/moteur électrique utilise la terre disponible au moins 600 fois mieux que la combinaison biomasse/biofuels/moteur à combustion. Il serait même nettement préférable de reboiser les terres utilisées pour la culture des plantes énergétiques et nous ne devrions pas cultiver de plantes pour la production d’agrocarburants car les arbres en croissance fixeraient environ 2,7 kg de CO2 par mètre carré, alors que les agrocarburants produits avec une efficacité nette de 0,1 % ne remplacent que les combustibles fossiles qui libèrent environ 0,31 kg de CO2 par m2 lors de la combustion” !
Etude scientifique :
Sur la base notamment des coûts les plus bas, la décarbonation profonde de l’Europe demande du solaire CSP dispatchable (la zone Sud de l’Europe, de l’Espagne à Chypre en passant par la France, l’Italie, l’Espagne etc est concernée, mais pas seulement)
Les résultats de cette modélisation révèlent qu’il existe un besoin évident de centrales solaires à concentration dispatchables dans un futur système électrique européen.
Dans tous les scénarios, nous constatons qu’une forte augmentation de la production d’électricité à partir de la technologie CSP contribue à des systèmes électriques futurs optimaux en termes de coûts.
La technologie CSP a un rôle important à jouer en Europe dans tous les scénarios modélisés : elle contribue entre 100 et 300 TWh d’électricité au futur système électrique européen.
Cela nécessiterait d’augmenter le parc européen actuel de CSP d’un facteur de 20 à 60 dans les 30 prochaines années.
Pour atteindre cet objectif, un soutien financier de 0,4 à 2 milliards d’euros par an serait nécessaire, ce qui ne représente qu’une petite partie du soutien global nécessaire à la transformation du système électrique.
La coopération des États membres pourrait contribuer à réduire encore ce coût.
Les deux principaux scénarios,
“Coopération” (Coop) et “Préférences nationales” (NatPre), qui supposent une forte croissance de la demande, ont une production de CSP de 300 TWh et 250 TWh respectivement.
Ici, la production de CSP en Espagne est la plus élevée avec 138 TWh et 170 TWh respectivement
La majeure partie de la nouvelle production proviendra des énergies renouvelables fluctuantes. Les principales tendances dans les développements en cours sont que l’éolien terrestre domine le tableau – à la fois en 2030 et en 2050.
L’énergie éolienne en mer est le deuxième contributeur le plus important dans les années à venir, suivi par l’énergie photovoltaïque, où les systèmes photovoltaïques résidentiels et centraux devraient augmenter considérablement.
Le solaire CSP, grâce à ses coûts peu élevés, son stockage bas coût désormais systématiquement associé et ses productions notamment de carburants solaires, peut être le cinquième plus grand contributeur d’énergie, servant également de “bouche-trou” pour la flexibilité du système électrique de l’UE
D’autres technologies comme l’hydroélectricité, la biomasse, la géothermie, l’énergie marémotrice ou l’énergie houlomotrice ne présentent qu’une part moindre dans les conditions cadres sous-jacentes où les options les moins coûteuses sont privilégiées dans la modélisation
https://www.solarpaces.org/wp-content/uploads/Deep-decarbonization-of-the-European-power-sector-calls-for-dispatchable-CSP.pdf
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Les carburants solaires neutres en C02 arrivent sur le marché dès 2023 pour les compagnies aériennes Edelweiss et Swiss International Airlines, filiales de Lufthansa, avec déjà plusieurs producteurs en concurrence.
Le suisse Synhelion estime que les coûts de production seront inférieurs à 1 € par litre d’ici 2030. Cela concerne les marchés des transports, du stockage d’énergie très longue durée etc
Le secteur des transports est responsable d’environ 25 % – soit 8 milliards de tonnes – des émissions de CO2 d’origine humaine par an dans le monde d’où l’importance de ce sujet et de ce marché de carburants solaires qui démarre à présent.
Les carburants solaires ont des avantages par rapports aux batteries (dont une nettement meilleure densité énergétique : 20 à 60 fois plus d’énergie par volume et 60 à 100 fois plus d’énergie par masse que les batteries lithium-ion, l’absence de décharge et d’éventuels risques ou de problèmes d’exploitation, de pollution et de limitation de ressources etc) et à l’hydrogène (bien meilleure densité volumétrique, réseau et motorisation déjà existants etc)
Il ne faut toutefois pas leur demander de tout régler, même si une étude indépendante précise que les combustibles solaires pourraient couvrir 50 fois la demande mondiale actuelle de kérosène !
La solution est donc de réserver le carburant solaire pour les longues distances et véhicules lourds (avions, cargos, camions etc) et le cas échéant le stockage très longue durée de l’énergie
Leurs nombreux avantages : capter le C02 de l’air – être neutres en C02 lors de leur utilisation – prendre bien moins de place que les agrocarburants pour leur production et avoir un bien meilleur bilan sans concurrence d’usages avec l’alimentaire ni nécessiter d’intrants, d’engrais etc – avoir une meilleure densité volumétrique que l’hydrogène donc pouvoir être utilisés dans tous les transports, en particulier très longues distances dont les avions, navires cargos, camions etc – ne pas nécessiter de changements des motorisations ni des réseaux – ne pas rejeter de produits toxiques trop problématiques (hormis les oxydes d’azotes Nox qu’ils réduisent cependant fortement) – pouvoir servir au stockage très longue durée avec une bien meilleure densité énergétique que les batteries sans leurs inconvénients éventuels (décharges, parfois risques, recyclage, manques de ressources etc) – pouvoir être produits partout (surtout dans des régions ensoleillées mais pas seulement, selon les techniques employées, et y compris la nuit donc 24h/24 ce qui en améliore les bilans et coûts déjà compétitifs aux prix actuels de l’énergie
Les procédés de production de carburants à l’aide d’énergie électrique renouvelable à faible coût ou solaire consistent à fabriquer des hydrocarbures liquides synthétiques avec de l’électricité ou de chaleur, de l’eau et du CO2
Processus Sun-to-Liquid (StL)
A la différence du procédé PtL (Power to liquid), on se sert directement des très hautes températures obtenues par concentration des rayons solaires comme énergie de production du gaz de synthèse. Les sources de carbone sont les mêmes que dans le procédé PtL
• capture directe de CO2 atmosphérique (direct air capture, DAC)
• capture du CO2 de sources biogènes (p. ex. biogaz)
• lavage des gaz de fumées d’installations industrielles (p. ex. CO2 émis par les cimenteries ou les centrales fossiles)
La vapeur d’eau (H2O) et le dioxyde de carbone (CO2) sont décomposés en hydrogène (H2) et monoxyde de carbone (CO) par une réaction thermochimique. La synthèse d’hydrocarbures liquides par le procédé de Fischer-Tropsch et leur transformation en carburants et autres (essence, diesel, carburéacteur, hydrogène pur, ammoniac, méthanol, huiles etc) sont ensuite assurées comme dans le processus de production PtL.
La chaleur excédentaire est conservée dans le stockage d’énergie thermique (TES) pour permettre un fonctionnement continu 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7.
La technologie de récepteur solaire est applicable à diverses industries utilisant de la chaleur industrielle à haute température ou à des bâtiments (ou réseaux urbains) très consommateurs d’énergie (production de chaleur et froid)
Les premières grandes installations industrielles exploitant le procédé PtL sont en cours de planification mais sont suivies de près par les installations StL
Parmi les projets européens ceux de l’OFEN (Suisse) « SOLIFUEL », « FUELREC » « HYBREC » « SOLAR-JET remplacé par Sun to Liquid (Union européenne) etc
En tenant compte des émissions de gaz à effet de serre liées à la construction des installations de production, les études scientifiques montrent que la réduction des émissions de CO2 en production PtL serait de 69 à 83 % par rapport au kérosène conventionnel. Par comparaison, les agrocarburants offrent un potentiel de réduction des émissions de CO2 se situant entre 30 et 80 % en fonction de la matière première biogène et du procédé de production utilisés.
Mais c’est la production de carburants synthétiques à l’aide de procédés StL qui présente l’un des plus hauts potentiels de réduction des émissions de CO2 qui sont alors quasiment réduites à néant.
C’est essentiel puisque même si les projets d’avions électriques, hybrides et à hydrogène se développent, le renouvellement de flotte s’étendra au-delà de 2050 et, en tout état de cause, ne sera une solution que pour les vols court et moyen-courriers dans un avenir prévisible.
Exemples d’entreprises avancées sur ce secteur qui ont bénéficié de projets et financements européens :
Synhelion (Suisse) issue de l’École polytechnique fédérale de Zurich (ETH Zurich) en 2016 pour décarboner les transports, fournira dès 2023 du kérozène solaire pour les avions d’Edelweiss, Swiss International Airlines et Lufthansa (qui regroupe ces compagnies) mais qui a également par ailleurs commencé avec l’espagnol Cemex à produire du ciment très peu émissif (en bilan complet) avec des fours solaires, ce qui permet au final avec d’autres techniques de rendre le béton négatif en carbone
La Suisse est en pointe dans les procédés PtL et StL, largement soutenus par les pouvoirs publics puisque le pays passe aux 100% d’énergies renouvelables comme beaucoup de pays alors qu’il est moins privilégié que la France en ressources d’énergies renouvelables et avec des entreprises comme Synhelion, Climeworks etc
La chaleur solaire est la source d’énergie renouvelable la moins chère disponible et les centrales solaires n’ont pas besoin d’être connectées à un réseau électrique car elles sont construites dans une configuration indépendante et autonome. Cela signifie que les capacités de production sont rapidement et indépendamment évolutives.
Synhelion met actuellement en place une usine à échelle industrielle pour produire du carburant solaire à partir de l’énergie solaire à Jülich en Rhénanie du Nord-Westphalie, en Allemagne, et a choisi INERATEC (réacteurs de synthèse modulaires Fischer-Tropsch) comme partenaire pour la production de ce carburant. Ils prévoient d’augmenter rapidement leur production de carburant avec le soutien de groupes tels que SWISS International Airlines et Lufthansa.
L’installation comprend également un stockage d’énergie thermique, qui permet la production de carburant 24 heures sur 24.
La production va démarrer fin 2022 – début 2023 et d’ici 2025, Synhelion vise à produire 500 000 litres de carburant par an, pour atteindre 875 millions de litres cinq ans plus tard, soit suffisamment pour couvrir environ 50% de la demande suisse de carburéacteurs.
L’objectif de l’entreprise est d’augmenter les capacités de production pour couvrir 50% de la demande européenne de carburéacteur d’ici 2040.
L’hydrogène issu de l’électricité renouvelable et les gaz à effet de serre comme le CO2 sont convertis en e-kérosène, essence neutre en CO2, gasoil propre ou cires synthétiques, méthanol ou SNG, entre autres produits à décarboner.
Les combustibles solaires peuvent remplacer tous les types de combustibles fossiles car ils sont économiquement viables et entièrement compatibles avec les infrastructures mondiales existantes. La technologie de Synhelion convertit le rayonnement solaire concentré en la chaleur de procédé parmi les plus chaudes existantes sur le marché (jusqu’à plus de 1500°C si nécessaire), permettant de piloter un nombre sans précédent de procédés industriels tels que la production de carburant et la fabrication de ciment avec la chaleur solaire. L’entreprise travaille déjà avec des partenaires internationaux tels que le groupe Lufthansa, Wood, Eni, le groupe SMS, CEMEX et l’aéroport de Zurich.
SWISS et le groupe Lufthansa soutiendront le développement de l’installation de production commerciale de carburant prévue par Synhelion en Espagne
MTU Aero Engines (Allemagne) qui coopère avec Safran (France) contribue à la mise sur le marché de ces carburants, également en partenariat avec d’autres représentants de l’industrie
Technologie Synhelion de carburants solaires neutres en C02
https://synhelion.com/technology
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Approche de Synhelion en vidéo
https://www.youtube.com/embed/dhzRzbJdRT8
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