Énergie au Japon

Les réserves prouvées de charbon du Japon étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 340 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,04 % des réserves mondiales. Elles représentent 425 ans de production au rythme de 2020 (0,8 Mt)[r 1] et sont restées inchangées depuis 2010[4]. Le Japon a également 10 Mt de réserves de lignite, qui ne sont pas exploitées[r 2].

La production de charbon du Japon en 2021 est estimée par BP à 0,02 EJ (exajoules), en baisse de 12,4 % en 2021 et d'un tiers depuis 2011[p 1].

La consommation de charbon du Japon s'est établie en 2021 à 4,80 EJ, en hausse de 5,2 % en 2021 et de 4 % depuis 2011, au 4^e rang mondial avec 3,0 % du total mondial, loin derrière la Chine (53,8 %), l'Inde (12,5 %) et les États-Unis (6,6 %)[p 2]. La production de charbon du pays couvre seulement 0,4 % de sa consommation[p 1]. Il a importé 4,86 EJ de charbon, se classant au 3^e rang mondial des importateurs avec 14,5 % des importations mondiales, derrière la Chine (19,5 %) et l'Inde (14,6 %). Ces importations ont progressé de 7 % en 2021 et de 5,4 % depuis 2011. Elles proviennent en 2021 pour l'essentiel d'Australie (3,17 EJ, soit 65 %), d'Indonésie (0,56 EJ, soit 12 %), de Russie (0,51 EJ, soit 10,5 %), des États-Unis (0,25 EJ, soit 5 %) et du Canada (0,21 EJ, soit 4 %)[p 3].

La production nationale de charbon a pris fin en 2002, mais le charbon reste une ressource largement utilisée, en particulier pour la production d'électricité : 27 % de la puissance installée des centrales électriques fonctionnait au charbon en 2010. Le Japon importe la totalité de ses besoins en charbon, principalement d'Australie ; en 2011, ces importations ont totalisé 176 Mt (187 Mt en 2010) ; le Japon a été pendant trois décennies le plus gros importateur mondial de charbon, mais en 2012 la Chine l'a dépassé. Plusieurs centrales à charbon ont été endommagées par le séisme du Tōhoku en mars 2011, si bien que l'utilisation n'a pas pu progresser entre 2011 et 2012, laissant la production d'électricité dépendre massivement du gaz naturel et du pétrole pour remplacer les centrales nucléaires arrêtées. Deux nouvelles centrales charbon, d'une capacité de 1,6 GW au total, sont entrées en fonction dans le nord du Japon au début 2013 ; 2 GW de la centrale de Haramachi ont été remises en service en 2013 après réparation des dommages causés par le séisme. Le gouvernement encourage les compagnies électriques à construire des centrales charbon supplémentaires en réduisant les contraintes réglementaires environnementales. Au 2^e et 3^e trimestres 2013, la consommation de charbon s'est accrue de 20 % ; cela permet de moins utiliser les centrales au pétrole, les plus coûteuses[E 1].

Le Japon dispose de très peu de ressources pétrolières sur son territoire qu'elle a commencé à exploiter en 1873 dans le champ pétrolifère de Sagara (en). Sa production en 1928 est de 270 000 tonnes[5]. En 1960, elle est de 450 000 litres[6].

Les réserves prouvées de pétrole du Canada étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 6 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,002 % des réserves mondiales. Elles représentaient 15 années de production au rythme de 2020[r 3]. Elles sont restées inchangées depuis 2010[4].

La production de pétrole du Japon en 2020 a été de 0,4 Mt[r 3].

En 2021, le Japon a consommé 6,61 EJ (exajoules) de pétrole, soit 3,34 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 2,2 % en 2021, mais en recul de 25 % depuis 2011 ; par rapport au pic de 9,37 EJ atteint en 2012, la consommation a reculé de 29,5 %. Il représente 3,6 % de la consommation mondiale, au 5^e rang mondial derrière les États-Unis (19,2 %), la Chine (16,6 %), l'Inde (5,1 %) et la Russie (6,71 EJ, soit 3,6 %)[p 4]. Il a importé 3,35 Mb/j de pétrole brut et produits pétroliers, en hausse de 1,2 % en 2021, mais en recul de 25,5 % depuis 2011, soit 165,1 Mt, dont 122,1 Mt de pétrole brut et 43,0 Mt de produits pétroliers ; il a exporté 11,0 Mt de produits pétroliers. Il se classe au 4^e rang mondial des importateurs de brut avec 5,9 % du total mondial, derrière la Chine, les États-Unis et l'Inde. Ses importations de brut proviennent à 92 % du Moyen-orient (Arabie saoudite : 40 %, Émirats arabes unis : 34 %, Koweït : 9 %, etc) et à 3,6 % de Russie[p 5].

Le Japon était en 2012 le 3^e importateur net mondial de pétrole après les États-Unis et la Chine, avec en moyenne 4,6 millions de barils par jour ; après l'accident de Fukushima, le Japon a accru ses importations de brut pour combustion directe dans ses centrales électriques ; le pays dépend surtout du Moyen-Orient pour ces importations (83 % en 2012, contre 70 % vers 1985), mais essaie de les diversifier (Russie ; Afrique : Gabon et Angola ; sud-est asiatique : Vietnam, Indonésie, Malaisie) ; la répartition des importations de pétrole brut était en 2012[E 2] :

• Arabie saoudite : 33 % ;
• Émirats arabes unis : 22 % ;
• Qatar : 11 % ;
• Koweït : 8 % ;
• Iran : 5 % ;
• Russie : 4 % ;
• reste du monde : 17 %.

Le Japon maintient des stocks stratégiques importants pour se prémunir contre une interruption de l'approvisionnement en pétrole. Fin décembre 2010, 54 % de ces stocks sont détenus par le gouvernement, 46 % sont des stocks commerciaux.

En 2010, la consommation journalière de pétrole atteint 4,4 millions de barils par jour. Le Japon est ainsi le troisième pays plus gros consommateur de pétrole derrière les États-Unis et la Chine. Cette consommation est néanmoins en baisse depuis 2005. Cette baisse peut être expliquée par différents facteurs : une substitution des carburants, une population vieillissante, des objectifs d'efficacité énergétique mandatés par le gouvernement. De plus, le secteur industriel remplace petit à petit le pétrole par le gaz naturel. Enfin, les prix élevés ont réduit la demande des dérivés du pétrole pour le chauffage domestique.

En 2006, puis en 2012, le gouvernement japonais a annoncé une nouvelle stratégie énergétique. Le gouvernement souhaite réduire la part du pétrole dans sa consommation énergétique globale, ainsi que la part du pétrole dans le secteur des transports.

Les réserves prouvées de gaz naturel du Japon étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 21 Gm³ (milliards de m³) fin 2020, soit 0,01 % des réserves mondiales ; elles représentent 9 années de production au rythme de 2020 : 2,4 Gm³[r 4]. Elles ont baissé de 43 % depuis 2010[4].

Selon le journal Oil and Gas International (OGI), le Japon avait 20,9 Gm³ de réserves prouvées de gaz naturel en janvier 2013. Ces réserves prouvées ont diminué de près de moitié depuis 2007, où elles étaient estimées à 40 Gm³. La plupart des champs de gaz naturel sont situés le long de la côte ouest. La production a été de 116 milliards de pieds cubes en 2012, en baisse par rapport à la moyenne de 185 milliards de pieds cubes des dix dernières années ; le principal champ gazier du Japon est celui de Minami-Nagaoka sur la côte ouest de Honshu, qui assure 40 % de la production nationale de gaz[E 3].

Des hydrates de méthane ont été découverts au large de la côte est ; en mars 2013, JOGMEC a conduit les premiers tests réussis d'extraction d'hydrates de méthane offshore et a confirmé les estimations de réserves de 40 Tcf (10¹² pieds cubes) dans le bassin de Nankai sur la côte sud-est du pays ; le démarrage de la production est prévu pour 2018, bien que le coût élevé de tels projets puisse repousser cette perspective[E 4]. De nombreux experts dénoncent les dangers de tels projets pour l'environnement.

En 2021, le Japon a consommé 103,6 Gm³ de gaz naturel, soit 3,73 EJ (exajoules), en recul de 0,2 % en 2021 et de 17 % depuis le pic atteint en 2014 à 4,49 EJ, après une progression de 35 % de 2009 à 2014. Il se classe au 7^e rang mondial avec 2,6 % de la consommation mondiale[p 6]. Les importations de gaz naturel du Japon en 2021 sous forme de GNL ont atteint 101,3 Gm³, au 2^e rang mondial avec 19,6 % des importations mondiales de GNL, derrière la Chine (21,2 %), provenant surtout de l'Australie (36 %), de Malaisie (14 %), du Qatar (12 %), des États-Unis (9,5 %), de Russie (9 %), de Brunei (6 %), de Papouasie-Nouvelle Guinée (5 %)[p 7]. Après prise en compte des importations par gazoduc, le Japon se classe au 3^e rang mondial en 2020 avec 8,0 % des importations mondiales, derrière l'Allemagne (12,2 %) et la Chine (10,6 %)[r 5].

Les importations de gaz naturel liquéfié (GNL, ou LNG en anglais) au Japon représentaient 37 % du marché mondial du GNL en 2012 (33 % en 2011) ; le japon a commencé à importer du GNL d'Alaska en 1969, devenant ainsi un pionnier de ce marché ; le gouvernement a encouragé la consommation de gaz naturel pour des raisons environnementales ; lors de l'arrêt du nucléaire en 2011-2012, le gaz naturel a été choisi comme source préférentielle de substitution ; en 2012, le Japon a consommé environ 4,4 Tcf de gaz naturel, soit 50 % de plus qu'en 2000 ; plus de 95 % de cette demande est couverte par l'importation de GNL ; le séisme de mars 2011 a entrainé une hausse de 24 % de ces importations entre 2010 et 2012, de 3,5 Tcf/an à 4,3 Tcf/an ; le secteur de la production d'électricité est le principal consommateur de gaz (64 %), suivi par l'industrie (21 %), le secteur résidentiel (9 %) et le secteur commercial (4 %) ; l'arrêt du nucléaire a fait monter la part de la production d'électricité de 57 % en 2010 à 64 % en 2012, sa consommation de gaz ayant augmenté de 33 % en 2 ans[E 4].

Le Japon dispose de 30 terminaux d'importation de GNL dont la capacité totale est de 8,6 Tcf/an, largement supérieure à la demande, mais les importations de GNL sont contraintes par des limites de capacité d'accostage, de taille des méthaniers, et d'autres limites dues aux infrastructures ; le Japon a aussi la plus grande capacité de stockage de regazéification : 565 MMcf, qui sert de stock-tampon pendant les saisons de forte demande ; cinq terminaux supplémentaires sont en construction ; ils ajouteront 350 Bcf/an de capacité d'ici 2016[E 5].

La forte progression de la demande pour l'électricité ainsi que la situation plus tendue sur le marché mondial ont conduit à une augmentation importante des prix à l'importation de gaz, de 9 $/MMBtu avant la crise à plus de 16 $/MMBtu en 2012 ; le METI incite les entreprises électriques à négocier des contrats supprimant la référence au prix du pétrole ; après Fukushima, la part des achats de GNL sur les marchés à court terme a augmenté jusqu'à 27 % du total des importations de GNL[E 5].

Les sources des importations japonaises de GNL sont assez diversifiées ; des compagnies japonaises ont pris des parts dans le capital de projets de liquéfaction de gaz en Australie ; des projets d'approvisionnements supplémentaires sont à l'étude, à partir de la Nouvelle-Guinée et surtout des États-Unis : un accord préliminaire a été signé par Chubu Electric et Osaka Gas pour importer 100 Bcf/an chacun sur 20 ans depuis le terminal GNL de Freeport dans le Golfe du Mexique à partir de 2017 ; Sumitomo a signé un accord pour importer 110 Bcf/an sur 20 ans depuis le terminal GNL de Cove Point sur la côte est ; en mai 2013, Mitsubishi and Mitsui ont acquis une part de 33 % dans le projet Cameron LNG sur le Golfe du Mexique, qui devrait leur fournir 384 Bcf/an à partir de 2017[E 6].

Un consortium dirigé par Kawasaki Heavy Industries lance en 2018 un projet de 100 millions de dollars australiens d'importation d'hydrogène liquéfié depuis l'Australie ; le gouvernement australien fournira 100 millions de dollars australiens d'assistance financière à ce projet ; cet hydrogène sera utilisé dans les piles à combustible des voitures à hydrogène ainsi que pour la production d'électricité, permettant de réduire les émissions de gaz à effet de serre au Japon ; mais l'Australie produira cet hydrogène par gazéification de lignite, le combustible le plus émetteur de CO₂. Les livraisons d'hydrogène pourraient débuter vers 2020, et le consortium vise la phase de commercialisation en 2030[7].

Après la catastrophe de Fukushima, la question du mix énergétique japonais se pose de manière encore plus pressante. Les programmes de développement des énergies renouvelables sont largement relancés.

Un article du Yomiuri shinbun estime que la géothermie pourrait y prendre une place importante[11]. La production géothermique en mars 2013 s'élevait à 539 mégawatts, le potentiel géothermique du Japon pouvant atteindre selon une étude américaine, 23 000 mégawatts[12].

Le Japon s'apprêtait au printemps 2014 à publier sa nouvelle politique énergétique ; d'après les médias nippons, le gouvernement souhaite atteindre en 2030 une part de 44 % d'électricité décarbonée, dont 20 à 22 % pour le nucléaire (alors qu'en 2010, un an avant Fukushima, la part du nucléaire était prévue à 50 % en 2030) et 22 à 24 % pour les renouvelables, contre un peu plus de 10 % en 2014. Une quinzaine de tranches nucléaires devraient redémarrer rapidement, dont douze ont déjà été mises aux nouvelles normes de sûreté, et la durée de vie officielle des centrales nucléaires sera prolongée au-delà de 40 ans, sans quoi la part du nucléaire serait limitée à 15 % en 2030. Le Japon promettrait, au G7 de juin 2015, de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 26 % en 2030, mais sur la base des émissions de 2013, année où tous les réacteurs nucléaires étaient à l'arrêt[13].

Le gouvernement japonais a pour objectif d'augmenter de 20 % la part d'électricité provenant des énergies renouvelables d'ici 2024, dont celui d'installer 1 GW de panneaux solaires. Le comité Committee for the Expansion of the Use of Renewable Energy in Tokyo a prévu de créer en février 2015 un fonds Public-private Renewable Energy Fund pour encourager les projets hors de Tokyo[14].

Le gouvernement japonais va introduire dans le budget 2015 du Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie (METI)une aide au stockage d'un montant de 81 milliards de yens (614 millions d'euros) afin de faciliter l'intégration de l'énergie solaire dans le réseau[15].

Le gouvernement japonais maintient en 2018 son objectif de 20 % à 22 % d’énergie nucléaire dans la production d’électricité d’ici 2030 ; le ministère de l'Économie et de l'Industrie (METI) a ainsi laissé la porte ouverte pour une exploitation des réacteurs jusqu’à 60 ans et pour la construction de nouvelles unités ; une trentaine de réacteurs serait nécessaire pour produire un quart de l’électricité du pays. Le Japon s’est fixé comme objectifs de réduction des émissions de CO₂ : -26 % en 2030 (par rapport à 2013) et - 80 % d'ici 2050. Les énergies renouvelables devraient représenter 22-24 % de la production d’électricité en 2030 ; pour y parvenir, le gouvernement souhaite améliorer leur compétitivité : en 2018, l'électricité solaire coûte 24 yens (22 cents) par kWh, soit 2,5 fois plus qu'en Allemagne. Le gouvernement estime que le charbon et le gaz pourraient fournir 56 % de l’électricité en 2030, contre 83 % en 2016 et 65 % en 2010[16].

Le « Basic Energy Plan » adopté le 3 juillet 2018 par le Cabinet du Premier ministre prévoit pour 2030 des parts de la production d'électricité de 20 à 22 % pour le nucléaire, 22 à 24 % pour les énergies renouvelables (dont 9 % d'hydroélectricité et 7 % de solaire) et 56 % pour les énergies fossiles (dont 27 % de gaz naturel et 26 % de charbon).

Le gouvernement annonce en avril 2021 son intention de réduire de 46 % par rapport à 2013 ses émissions de CO₂ d'ici à 2030. Pour atteindre cet objectif, il sera nécessaire, selon ses calculs, de produire de l'électricité dans au moins 25 réacteurs nucléaires alors que seulement dix sont en fonctionnement en 2021 sur les 33 que les compagnies électriques espèrent exploiter. Selon le président du lobby patronal Keizai Doyukai, Kengo Sakurada, « Le pays va certes promouvoir les énergies renouvelables, mais nous souffrons de contraintes fortes, et cela ne suffira donc pas »[17].

Un rapport préliminaire publié le 21 juillet 2021 par une agence rattachée au Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie (Meti) préconise de relever l'objectif de part des énergies renouvelables dans la production d'électricité à 36 ou 38 % d'ici à 2030, contre un objectif actuel de 22-24 % (part 2019 : 18 %). L'objectif 2030 concernant la part du nucléaire resterait inchangé à 20-22 %, contre 6,2 % en 2019. La part du charbon reculerait à 19 % contre 32 % et celle du gaz naturel à 20 % contre 37 %. Ces nouveaux objectifs résultent des décisions annoncées en 2020 (objectif de neutralité carbone à horizon 2050) et début 2021 : objectif 2030 de réduction des émissions de CO₂ relevé à 46 % par rapport à leurs niveaux de 2013, contre un objectif précédent de 26 %[18].

En 2021, selon l'Agence internationale de l'énergie, la production brute d'électricité du Japon s'est élevée à 1 009,3 TWh, soit 3,6 % de la production mondiale, au 5^e rang mondial derrière la Chine (30,1 %), les États-Unis (15,5 %), l'Inde (6,0 %) et la Russie (4,1 %). Elle provenait des combustibles fossiles pour 67,7 % (gaz naturel : 34,3 %, charbon : 30,5 %, pétrole : 3,0 %), du nucléaire pour 7,0 %, des énergies renouvelables pour 21,7 % (hydroélectricité : 8,8 %, solaire : 8,8 %, biomasse : 2,7 %, éolien : 1,0 %) et d'autres sources pour 3,5 %[2].

Après Fukushima, la demande d'électricité a diminué de 10,8 % en 10 ans (-5,1 % en 2011 et -5,9 % de 2011 à 2019), et le secteur électrique a compensé l'arrêt du nucléaire par une augmentation massive de sa production à base de combustibles fossiles : +34 % de 2010 à 2012, dont +3,3 % pour le charbon, +96,4 % pour le fioul et +30,5 % pour le gaz. Dans une première phase en 2011, les centrales au charbon étant déjà presque saturées, le pays a dû recourir aux vieilles centrales au fioul ou au pétrole brut (+66 % en 2011), peu utilisées habituellement à cause de leur coût marginal élevé. De 2012 à 2019, la production à base de combustibles fossiles a reculé de 20,3 %[2].

Chaque réacteur nucléaire qui redémarre économise un million de tonnes de GNL par an[19].

La perte de revenus liée à l’arrêt des réacteurs japonais entre 2011 et 2013 et l’augmentation des importations de combustibles fossiles a conduit les électriciens japonais à augmenter entre 2011 et 2014 la facture d’électricité des ménages de 25 % et celle de l’industrie de 35 % ; grâce au redémarrage de quatre réacteurs de son parc, Kansai EPCO, en concurrence avec TEPCO pour devenir la première compagnie électrique du Japon, a annoncé la baisse du prix de l’électricité d’environ 5,36 % au 1^er juillet 2018[20].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « List of power stations in Japan » (voir la liste des auteurs).

Centrale thermique de Kawagoe, la centrale au gaz la plus puissante du Japon (4 800 MW).

Cuves à fioul lourd endommagées par le tsunami de 2011 à la centrale de Haramachi.

Centrale thermique de Futtsu, en 2007.

"Twin towers", centrale thermique de Yokohama, 2009.

Les centrales thermiques fossiles représentent 65 % de la puissance installée totale en 2011 avec 185 GW ; elles ont produit 781 TWh en 2011, soit 74 % de la production totale, part qui est estimée à 89 % en 2012 après l'arrêt des centrales nucléaires ; leur taux d'utilisation était assez bas jusqu'en 2010 ; le Japon avait donc assez de marge pour remplacer le nucléaire. Selon le Japan Electric Power Information Center, le parc thermique fossile compte actuellement (2013) 65 grandes centrales thermiques appartenant aux opérateurs intégrés, et cinq autres centrales sont en construction : 4 au GNL pour 2016 et une au charbon pour 2023 ; les centrales anciennes au pétrole sont utilisées à la pointe ; certaines centrales ont des possibilités duales (charbon/fioul ou gaz/fioul), apportant une flexibilité d'approvisionnement qui s'est avérée précieuse après la perte du nucléaire[E 1].

Alors qu'au niveau mondial les projets et mises en service de centrales en charbon ont reculé de 66 % en 2019 par rapport à 2015, le Japon a 11,9 GW de centrales au charbon en cours de développement au niveau national, ce qui augmenterait de 50 % les émissions de CO₂ de son parc charbon existant (de 3,9 à 5,8 milliards de tonnes), et en dehors de ses frontières, le pays finance 24,7 GW de charbon[21].

Le Japon a inauguré huit nouvelles centrales au charbon en 2016-2017 et 36 autres sont en projet pour les dix prochaines années[22].

Carte du Japon Fukushima Daiichi Fukushima Daiichi Genkai Genkai Higashidori Higashidori Ikata Ikata Kashiwazaki-Kariwa Kashiwazaki-Kariwa Mihama Mihama Ohi Ohi Onagawa Onagawa Sendai Sendai Shika Shika Shimane Shimane Takahama Takahama Tōkai Tōkai Tomari Tomari Tsuruga Tsuruga Kori Kori Wolsong Wolsong Ulchin Ulchin Centrales nucléaires au Japon et sur la côte Est de la Corée du Sud.

Centrale nucléaire d'Ikata.

Avec 2,2 % de la production nucléaire mondiale, le Japon se classe au 9^e rang mondial en 2021 selon BP[p 8].

En 2019, les réacteurs nucléaires en fonctionnement au Japon ont produit 63,8 TWh, soit 6,1 % de la production d'électricité du pays ; c'est 6,8 fois plus qu'en 2015, mais 4,5 fois moins qu'en 2010 (288,2 TWh, soit 24,6 %), avant Fukushima ; en 2014, la production nucléaire s'était complètement arrêtée[2].

Le Japon ne figurait plus parmi les dix plus grands pays producteurs d'électricité nucléaire dans le monde de 2012 à 2018, alors qu'il restait au 3^e rang pour la puissance installée ; en 2019, il revient au 10^e rang pour la production[k 5] ; en 2010, il était au 3^e rang, après les États-Unis et la France, avec 288 TWh, soit 10,4 % de la production nucléaire mondiale.

En 2021, le Japon dispose de 33 réacteurs en état de marche totalisant une puissance nette de 31 679 MW et de 2 réacteurs en construction (2 653 MW) ; 27 réacteurs sont en arrêt permanent (17 128 MW) ; les réacteurs en service ont produit 43 TWh en 2020, soit 5,1 % de la production d’électricité japonaise (799,7 TWh)[29].

Au 5 juillet 2018, le parc nucléaire japonais comptait 9 réacteurs en service (9,1 GW : Genkai 3 et 4 ainsi que Sendai 1 et 2 exploités par Kyushu Electric Power, Ikata 3 par Shikoku Electric, Takahama 3 et 4 et Ohi 3 et 4 par Kansai Electric), 6 réacteurs « bien avancés » dans le processus de redémarrage (6,3 GW), 24 autres réacteurs potentiellement « opérationnels » (23,3 GW) et 3 réacteurs en construction (4,1 GW)[20].

Le Japon comptait 54 réacteurs nucléaires opérationnels avant l'accident nucléaire de Fukushima dont 52 étaient à l’arrêt en février 2012[30]. Quatre réacteurs de la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi sont définitivement arrêtés et doivent être démantelés. Les deux réacteurs qui restent actuellement opérationnels ont été stoppés à leur tour à la suite des inspections de maintenance et des tests de résistance de sûreté[31]. Deux nouveaux réacteurs sont encore en construction (leur construction avait commencé avant la catastrophe)[32].

En 2019, le Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie (METI) a mis en place le programme Nexip (Nuclear Energy x Innovation Promotion), s’inspirant du programme américain GAIN (Gateway for Accelerated Innovation in Nuclear) et visant à la mise au point de technologies innovantes : SMR et génération IV (RNR, HTR, MSR, etc.). Le plan d’action gouvernemental publié fin 2020, fixant l’objectif de neutralité carbone en 2050, soulignait l’importance de développer les coopérations internationales, y compris sur les SMR, de poursuivre les recherches en faveur de la fermeture du cycle du combustible avec le développement de la filière des RNR, ou encore de produire de l’hydrogène bas carbone à partir de réacteurs à haute température[33].

Le Japon vise le redémarrage du réacteur à neutrons rapide Jōyō en 2024 et participe à plusieurs projets internationaux sur les RNR. GE Hitachi Nuclear Energy (GEH) et Mitsubishi Heavy Industries (MHI) développent des concepts de petits réacteurs modulaires de 300 MWe, respectivement à eau bouillante et pressurisée. La société canadienne Ontario Power Generation (OPG) a d’ailleurs passé commande à GEH de quatre exemplaires du SMR BWRX-300 d’Hitachi, la fin de construction du premier réacteur étant prévue en 2028. Les deux sociétés japonaises IHI et JGC, contribuent au projet de SMR américain NuScale. Le réacteur expérimental à haute température HTTR de la JAEA a récemment pu redémarrer ; il permettra d'expérimenter la production d’hydrogène par le procédé thermochimique iode-soufre, ou d’accompagner MHI pour le développement d’un réacteur de technologie HTR de 300 MWe[33].

Le groupe industriel japonais Mitsubishi Heavy Industries (MHI) développe le réacteur à eau légère avancé SRZ-1200 en collaboration avec quatre énergéticiens japonais. MHI annonce le 29 septembre 2022 que la conception du réacteur est achevée et que la conception de base (Basic Design) se poursuit avec un objectif de mise sur le marché vers 2035. Ce réacteur à eau sous pression intègre les exigences légales en vigueur post-Fukushima pour les installations de sécurité améliorées et la résistance aux catastrophes naturelles ainsi que la sécurité contre les actes terroristes et les évènements imprévus[34].

Le Conseil des ministres japonais a adopté le 11 avril 2014 le plan énergétique du pays qui reconnait le nucléaire comme "une ressource de base importante" et met fin officiellement au projet "zéro nucléaire" du précédent gouvernement ; les réacteurs seront remis en marche dès qu'ils auront été jugés sûrs par l'autorité de régulation du secteur ; aucun calendrier n'est fourni, et aucun objectif chiffré de mix énergétique[35].

Le gouvernement souhaite en 2015 que la production nucléaire couvre de 20 à 22  % de la production d’électricité à l’horizon 2030, alors qu'avant l’accident de Fukushima, le Japon envisageait de faire passer la part du nucléaire à 50  % de sa production d’électricité, contre 29 % avant 2011. Pour parvenir à son nouvel objectif, le Japon va devoir développer ses énergies renouvelables, en faisant grimper la part du solaire, de l’éolien et de l’hydroélectricité de 10  % en 2014 à 22-24  % de la production électrique à l’horizon 2030[36].

Le ministère de l'Industrie (METI) a dévoilé le 3 juillet 2018 le cadre de sa future politique énergétique : les centrales nucléaires devraient produire au moins 20 % de l'électricité du pays d'ici 2030. Il n'a pas évoqué la mise en chantier de nouveaux réacteurs, pourtant déjà demandée par certains électriciens nippons : Tepco a ainsi annoncé qu'il allait reprendre des études géologiques, initiées avant la crise de 2011, dans une préfecture du nord de l'Archipel en vue de lancer, dans les années 2020, la construction de deux nouveaux réacteurs[37]. Il s'agit du projet de centrale Higashidori-TEPCO, composée d’un unique réacteur ABWR, qui devait initialement démarrer en mars 2017, mais avait été gelé après Fukushima ; la centrale d’Higashidori-TEPCO se situe sur un site voisin d’une autre centrale construite en 2005 et détenue par Tohoku EPCO (Higashidori-Tohoku EPCO). Selon certaines études, cette dernière se situerait sur une faille géologique, ce qui fait craindre un risque sismique. TEPCO prévoit par conséquent de creuser un tunnel de 2 km de long afin de vérifier la présence et la structure de cette faille[38].

Dans le plan pluriannuel sur l’énergie 2021-2024, validé à l’automne 2021, le nucléaire est présenté comme utile pour la décarbonation. Le plan confirme l'objectif d'un retour du nucléaire à hauteur de 20 à 22 % du mix électrique en 2030 contre environ 7 % en 2021[33].

Le 24 août 2022, le Premier ministre Fumio Kishida annonce le lancement d'une réflexion sur la construction éventuelle de « réacteurs nucléaires de nouvelle génération », alors que son prédécesseur Yoshihide Suga assurait qu'aucun nouveau réacteur ne serait construit dans l'Archipel. L'exploitation commerciale de ces nouveaux réacteurs pourrait débuter dans les années 2030. Fumio Kishida souhaite accélérer le redémarrage des réacteurs existants : sur 33 réacteurs théoriquement opérables, 17 ont obtenu le feu vert de l'autorité de régulation nucléaire (NRA) mais seuls dix ont effectivement relancé leur activité, du fait de la résistance des collectivités locales. Le gouvernement va s'efforcer de faire tout ce qui est nécessaire pour faire redémarrer dès que possible les autres réacteurs anciens ayant obtenu les autorisations du régulateur. Il espère redémarrer les sept autres réacteurs ayant eu le feu vert de la NRA d'ici à l'été 2023. Il envisage aussi de prolonger la durée de vie des centrales existantes[39].

La part de la population japonaise favorable à l'énergie nucléaire chute de 36,9 % en septembre 2010 à 16,7 % en septembre 2011. Après un minimum atteint en 2017 à 11,8 %, elle remonte et se situe autour de 17 % en 2020 ; la même année, 50 % de la population reconnaît le nucléaire comme utile à un approvisionnement stable en énergie[33].

En mai 2013, deux ans après le tremblement de terre, seulement deux réacteurs nucléaires sur les cinquante disponibles sont encore en service. La diminution de la production nucléaire a été compensée par une baisse de la consommation du pays et une augmentation de la production via les filières fossiles (charbon, gaz, fioul)[40].

Dès son arrivée au pouvoir le 26/12/2012 à la suite des élections législatives, le Premier ministre Shinzō Abe a affirmé son intention de faire redémarrer le parc nucléaire dans les meilleurs délais, dès que les opérateurs se seront adaptés aux nouvelles normes de sécurité édictées par l’autorité japonaise de régulation nucléaire, la NRA, institution indépendante créée après l'Accident nucléaire de Fukushima ; les dossiers de demande de réouverture devraient concerner une douzaine de réacteurs sur six centrales, qui feront l'objet d’un examen complet de leurs installations, ce qui pourrait durer « six mois pour chaque réacteur », selon le président de la NRA ; mais le plus difficile pour les opérateurs sera d'obtenir l’accord des autorités locales[41] ; cependant, un sondage publié par le journal Yomiuri Shimbunau début janvier 2013 révèle que seuls 18 % des maires des communes japonaises qui abritent des réacteurs nucléaires sont opposés à leur redémarrage[42]. Le Ministre japonais de l’Industrie, Toshimitsu Motegi, a estimé possible une relance des réacteurs nucléaires sur l’archipel dès l'automne 2013[43].

Deux des 48 réacteurs nucléaires du Japon sont entrés le 9 juillet 2014 dans l'avant-dernière étape de certification de leur sûreté avec l'approbation par l'Autorité de régulation nucléaire, du dossier de certification de la sûreté des réacteurs Sendai 1 et 2, situés dans le sud-ouest du pays ; il faut cependant encore obtenir l'accord des autorités politiques locales[44]. Cet accord a été donné fin octobre par le conseil municipal de Satsumasendai, puis par l’assemblée provinciale et finalement le 7 novembre 2014 par la préfecture de Kagoshima, ouvrant la voie à la remise en service au premier trimestre 2015 de ces deux premières unités conformes aux normes durcies depuis l'accident de Fukushima en 2011. À chacune de ces étapes, les élus de la zone ont souligné la morosité économique qui a suivi l’arrêt des réacteurs de la région ; les prix de l’électricité ont bondi, comme partout dans le pays, depuis l’arrêt des centrales et des emplois ont été perdus près des sites ; mais l’interruption a surtout privé les villes établies près des réacteurs des généreuses « subventions » distribuées traditionnellement par les électriciens pour amadouer les opinions publiques[45].

Le redémarrage des réacteurs japonais ne sera ni massif et ni rapide : 5 ou 6 en 2015, du fait de la méticulosité des contrôles de la NRA et de l'extrême rigueur des standards de sûreté mis en place dans le pays après la catastrophe de Fukushima-Daiichi. Les analystes divisent dès lors grossièrement le parc japonais en quatre groupes de réacteurs : une douzaine devraient voir la NRA valider sans encombre leur redémarrage en 2015 et 2016 ; une douzaine d'autres effectueront les travaux nécessaires à une relance, mais devront batailler plus longuement pour convaincre les autorités de sûreté ; pour un troisième groupe, les électriciens s'interrogeront sur la pertinence économique de coûteux travaux de mise à niveau de leurs sites et se heurteront aux réticences du régulateur ; enfin, une quinzaine de tranches sont déjà semble-t-il définitivement condamnées au regard de la NRA. Plusieurs électriciens, tels que Kansai Electric Power ou Chugoku Electric Power, ont d'ailleurs commencé à envisager publiquement, eux-mêmes, le démantèlement de leurs réacteurs les plus obsolètes[46].

Le 17 décembre 2014, la Commission de réglementation de l'énergie nucléaire japonaise a déclaré les unités 3 et 4 de la centrale nucléaire de Takahama (ouest du Japon) conformes aux nouvelles exigences techniques légales ; les deux réacteurs vont pouvoir redémarrer courant 2015[47].

Un juge de la région a ordonné à la société Kansai Electric Power de renoncer à redémarrer les deux réacteurs de sa centrale de Takahama, estimant les nouveaux critères de sûreté fixés par la Commission de réglementation de l'énergie nucléaire insuffisamment rigoureux ; Kansai Electric va faire appel, mais ce redémarrage va être repoussé de plusieurs mois. Le 22 avril 2015, un autre juge va se prononcer sur le redémarrage de la centrale de Sendai appartenant à Kyushu Electric[48]. Ce juge a rejeté l'ultime recours ; les deux tranches de la centrale de Sendai dans la préfecture de Kagoshima pourront donc redémarrer[49].

La Commission de réglementation de l'énergie nucléaire japonaise a donné en mai 2015 son autorisation définitive au rallumage des tranches 1 et 2 de la centrale de Sendai exploitée par l’électricien Kyushu Electric Power, au sud-ouest du pays, qui respectent désormais totalement les standards de sécurité très stricts édictés après la catastrophe de Fukushima en 2011. Les électriciens japonais espèrent pouvoir redémarrer une vingtaine de réacteurs sur les 48 que compte encore le Japon[50].

En août 2015, Kyushu Electric Power Company redémarre le réacteur Sendai 1, à Satsumasendai dans le sud-ouest de l’Archipel. Sendai 2 pourrait redémarrer en septembre, et trois autres réacteurs pourraient suivre. Selon un sondage réalisé par le quotidien Mainichi Shimbun auprès de 1 000 personnes, 57  % sont contre la relance de Sendai et 30  % la soutiennent[36].

Shikoku Electric Power a redémarré le 12 août 2016 le réacteur numéro 3 de sa centrale nucléaire d'Ikata (sud-ouest). Le think tank japonais IEEJ, spécialisé sur l'énergie, table sur un redémarrage de dix-neuf réacteurs d'ici mars 2018[51].

La Haute Cour d'Osaka a levé, le 28 mars 2017, l'ordre d'arrêt des unités 3 et 4 de la centrale de Takahama émis en mars 2016 pour des raisons de sûreté ; ces deux réacteurs vont pouvoir redémarrer, portant à cinq le nombre de réacteurs nucléaires en fonctionnement[52]. Le réacteur Takahama 3 a redémarré le 6 juin 2017, moins d'un mois après Takahama 4. Il fonctionne en partie au combustible recyclé Mox, produit par Areva[53].

En octobre 2017, la NRA a accordé un avis favorable au redémarrage de deux tranches de la centrale TEPCO de Kashiwazaki-Kariwa, estimant que le groupe a adapté son site aux nouveaux standards de sécurité mis en place après la catastrophe de 2011. Néanmoins l'électricien pourrait devoir encore batailler pendant plusieurs années pour obtenir l'aval du gouverneur de la préfecture[54]. L'accord définitif de la NRA a été publié le 27 décembre 2017 ; la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, située sur la côte de la mer du Japon et dotée de sept réacteurs, est la plus puissante du pays ; la semaine précédente, Kansai Electric Power a renoncé à solliciter la prolongation en 2019 de deux réacteurs vieillissants de sa centrale de Oi, dans la région de Fukui (ouest)[55].

En mars 2018, le réacteur Genkai 3 a redémarré ; Genkai 4 devrait redémarrer en mai 2018 ; le réacteur Genkai 2, à l'arrêt, aura 40 ans en 2021 ; Kyushu Electric Power Co, l'opérateur de la centrale de Genkai, n'a pas encore décidé s'il comptait investir pour prolonger son exploitation ; sinon, le maire de la ville demande la construction d'un nouveau réacteur[56].

En mai 2018, l'unité 4 de la centrale d’Ohi a été redémarrée, portant ainsi à huit le nombre de réacteurs en exploitation. Selon l'AIEA, l’atome a produit en 2017 un peu moins de 4 % de l’électricité de l’archipel[16].

En octobre 2018, la NRA a autorisé le redémarrage du réacteur Tokai 2 ; une demande d’extension de sa durée d’exploitation a été déposée auprès de la NRA et doit être validée avant novembre prochain, date à laquelle le réacteur atteindra 40 années d'exploitation. Tokai 2 est le troisième réacteur à eau bouillante à valider les examens de la NRA après Kashiwazaki-Kariwa 6 et 7. Début octobre 2018, 9 réacteurs japonais ont déjà été reconnectés au réseau[57].

Le 11 novembre 2020, le réacteur numéro deux de la centrale d’Onagawa, située à 340 kilomètres au nord de Tokyo, obtient son autorisation finale de redémarrage, avec le soutien des autorités régionales ; il avait déjà été autorisé à redémarrer par les autorités de sûreté nucléaire après s’être conformé à de nouvelles normes de sécurité imposées après la catastrophe de Fukushima. C'est le premier des réacteurs ayant été endommagés par le séisme et le tsunami de 2011 qui obtient l'autorisation de redémarrer. La compagnie Tohoku Electric Power vise un redémarrage en mars 2023, après avoir pris des mesures de sécurité supplémentaires[58].

Le 23 juin 2021, Kansai Electric Power a remis en service le réacteur numéro 3 de sa centrale nucléaire de Mihama. C'est le premier réacteur de plus de 40 ans à être réactivé dans l'archipel. Kepco, qui a dépensé une forte somme pour remettre à niveau ce réacteur mis en service en 1976, avait obtenu une approbation de la NRA en 2016 avant de décrocher, au printemps dernier, le feu vert des autorités locales. L'autorité de sûreté a validé le rallumage de 17 réacteurs (la tranche 2 de la centrale nucléaire de Shimane a été approuvée le 23 juin 2021) sur les 33 que les électriciens espèrent exploiter, mais seulement dix sont, de fait, aujourd'hui en activité, alors que le Japon a besoin de produire de l'électricité dans au moins 25 réacteurs pour tenir ses nouveaux objectifs de décarbonation[17]. Le réacteur Mihama-3 a, par ailleurs, obtenu la première autorisation, pour un réacteur japonais, d’être exploité jusqu’à ses 60 ans. Les réacteurs Takahama 1 et 2, dont le démarrage est prévu prochainement, bénéficient de cette même autorisation[33].

Les chantiers des trois réacteurs, Ôma et Higashidori à Aomori ainsi que Shimane-3 dans la préfecture éponyme, qui étaient engagés en 2011, sont toujours à l’arrêt en 2022. Si la prolongation de la durée d’exploitation ne pouvait être étendue à davantage de réacteurs, et sans nouveau projet de construction, moins de cinq tranches pourraient être en exploitation à l’horizon 2050[33].

En janvier 1987, le groupe japonais Japan Nuclear Fuel Limited (JNFL), détenu par les dix grands électriciens du pays, annonçait qu'il avait choisi la SGN, une filiale de COGEMA plus tard fondue dans Areva, pour construire au nord du pays, sur le site de Rokkasho, sa première usine de retraitement de déchets nucléaires, combinant des technologies françaises avec des procédés développés par des acteurs nippons. Tokyo évaluait alors le coût du chantier à 4,6 milliards de dollars et promettait un lancement des opérations de retraitement en 1997. Le 22 décembre 2017, JNFL a annoncé qu'il repoussait pour la 23^e fois la date d'achèvement de l'usine, qui pourrait peut-être entrer en activité complète en 2021, soit avec 24 années de retard ; le centre de production de MOX qui lui est associé pourrait être inauguré en 2022. Les investissements devraient dépasser, selon les dernières estimations de la société, les 26 milliards de dollars. Ce dernier retard serait dû à la nécessité d'adapter les anciennes infrastructures aux nouvelles normes de sécurité imposées par le régulateur japonais (NRA) après la catastrophe de Fukushima[59].

L’Autorité de régulation du nucléaire (ARN) a validé, le 28 mars 2018, le projet de démantèlement du surgénérateur de Monju, bâti à Tsuruga dans le département de Fukui (au centre du pays), dont le démontage sur trente ans coûtera 2,86 milliards d’euros ; l'opération commencera dès juillet 2018 par le retrait du combustible, puis le sodium sera retiré. Monju a fait l’objet d’un investissement gouvernemental de plus de 8 milliards d’euros, mais n’a connu que dysfonctionnements et scandales. Connecté au réseau en août 1995, il a subi en décembre de la même année une grave fuite de sodium suivie d’un incendie, qui l’a contraint à un arrêt durable. En 2010, la Commission de sûreté nucléaire (NSC), prédécesseur de l’ARN, a accepté son redémarrage, mais un nouvel accident, la chute d’un engin de levage dans la cuve, l’a contraint à un nouvel arrêt. En 2012, l’Agence japonaise de l’énergie atomique (JAEA), l’exploitant ayant succédé à PNC, a été reconnue coupable de ne pas avoir effectué les inspections sur près de 25 % des composants du site. L’ARN a recommandé de lui retirer la gestion du site en 2015. Le gouvernement a décidé en 2016 de fermer le surgénérateur. La fin de Monju interroge sur la poursuite au Japon de la politique du cycle nucléaire auquel le gouvernement ne veut pas renoncer. Pour compenser l’abandon de Monju, les autorités évoquent un autre surgénérateur, le réacteur Joyo, plus petit, construit dans les années 1970 dans le département d’Ibaraki (est) mais arrêté en 2008 après un accident. Le Japon a également signé en 2014 un accord de coopération avec la France sur le projet de réacteur à neutrons rapides Astrid. Le site de retraitement de Rokkasho (nord du Japon), autre installation fondamentale du cycle, ne fonctionne toujours pas. En décembre 2017, son opérateur Japan Nuclear Fuel (JNF) a annoncé un nouveau délai, le 23^e depuis 1997, pour sa mise en route. Le site a déjà coûté 106 milliards d’euros, financés par les compagnies d’électricité de l’archipel[60].

Les électriciens japonais possèdent en 2018 un total de 47 tonnes de plutonium, dont 10 tonnes dans leurs centrales et 37 tonnes dans les centres de retraitement de La Hague en France et de Sellafield au Royaume Uni ; ce plutonium pourrait, en théorie, permettre de fabriquer 6 000 bombes atomiques de la taille de celle qui avait dévasté Nagasaki en 1945. L'administration américaine ainsi que les gouvernements chinois et coréen ont exprimé leur inquiétude sur les risques de dissémination présentés par une telle quantité de plutonium. Le gouvernement de Shinzo Abe promet le 3 juillet 2018 d'organiser une réduction de ces réserves. Mais l'opération s'avère compliquée : seuls neuf réacteurs sont en fonctionnement, dont quatre seulement utilisent partiellement des assemblages de MOX, et le centre de retraitement de Rokkasho ne démarrera pas avant 2021[61].

La biomasse est la 3^e énergie renouvelable électrogène au Japon, après l'hydroélectricité et le solaire ; elle a fourni 25,3 TWh en 2019, soit 2,4 % de la production totale d'électricité ; cette production a connu une progression de 20 % de 1990 à 2010, puis de 130 % de 2010 à 2019 ; le Japon est en 2019 au 7^e rang mondial avec 4,7 % du total mondial (le n^o 1, la Chine, produit 111,1 TWh)[2]. Au sens large (avec les déchets), la biomasse est dominée par sa composante solide (bois) : 25 TWh ; 3,8 TWh sont produits à partir des déchets municipaux, 15,5 TWh à partir des déchets industriels[62].

Le ministère de l'Écologie prévoit d'augmenter la contribution de la biomasse de 4,6 Mtep en 2005 à 8,6 Mtep en 2020, 9 Mtep en 2030 et 10 Mtep en 2050 ; l'utilisation massive de granulés de bois est le principal moyen d'y parvenir : 13,2 Mt de ces granulés devraient être consommés en 2020 et 16,4 Mt en 2050 ; le gouvernement a mis en place en 2012 un système de tarif d'achat EnR, valable également pour les centrales en co-combustion, qui remplace le système "RPS" qui obligeait les compagnies électriques à utiliser les EnR. Sumitomo Forestry a annoncé en mai 2013 son intention de construire pour 2016 la plus grande centrale électrique biomasse du Japon (50 MW) qui alimentera la ville de Hokkaido, et le raffineur pétrolier Showa Shell a annoncé pour fin 2015 une centrale biomasse de 49 MW au sud de Tokyo[63].

La filière biomasse repose en majeure partie sur la valorisation des résidus de l'industrie du bois, très développée dans ce pays couvert à près de 70 % par les forêts, dont 40 % exploitées industriellement ; en février 2011 a été mise en service la centrale de Kawasaki, dans la région de Kantō, la plus grande centrale 100 % biomasse du pays : 33 MWe, qui consomme 180 000 plaquettes de bois par an[64].

Les villes génèrent de grandes quantités de déchets valorisables dans les 1900 centres d'incinération dont 190 produisent de l'électricité, avec 1 500 MW de puissance électrique ; par contre, le Japon ne dispose pas de surface disponible pour des cultures destinées à la production de biocarburants ; le Japon compte 61 centrales électriques alimentées par de la biomasse (hors déchets urbains), 10 usines de production de biogaz et 14 centrales bi-combustible charbon-biomasse. La Japan Forestry Agency projette d'utiliser les débris laissés par le tsunami dans la région de Tōhoku ; elle a demandé 300 millions de yens (3,7 millions de dollars) pour subventionner l'achat de machines de broyage par les collectivités locales. Environ 80 % des 25 millions de tonnes de débris seraient du bois[65].

Carte des centrales géothermiques japonaises (juin 2012).

Centrale géothermique de Matsukawa dans la Préfecture d'Iwate (1998).

Le Japon, situé dans l'une des zones volcaniques les plus actives au monde, produit de l'électricité à partir de la géothermie ; en 2009, les 18 centrales géothermiques japonaises produisaient seulement 0,2 % de l'électricité du pays[66]. En 2012, cette part n'a pas varié ; le potentiel est encore peu exploité, mais le principal obstacle est l'existence de parcs nationaux protégés qui concentrent plus de 60 % des sources géothermiques du pays[63].

Le Japon se classe en 2019 au 10^e rang mondial pour la production d'électricité géothermique avec 2,83 TWh (3,1 % du total mondial), loin derrière le n^o 1 : les États-Unis (18,36 TWh)[2].

Les premières expérimentations de production d'électricité géothermique au Japon remontent à 1923, mais la production n'a vraiment démarré qu'après la Seconde guerre mondiale ; la puissance totale des centrales géothermiques atteignait 9,5 MW en 1966, 133 MW en 1989 (six centrales), et 535 MW en 2011 ; 7 des 18 centrales géothermiques du pays étaient situées dans la région d'Aso-Kuju, dans l'île méridionale de Kyūshū, avec une puissance de 140 MW, les autres sont dans la Région de Tōhoku (nord de Honshū), principalement dans les préfectures d'Akita et Iwate, ainsi que dans l'île méridionale de Kyūshū, dans les préfectures d'Oita et Kagoshima. Une étude du National Institute of Advanced Industrial Science and Technology en 2008 estime que le Japon se classe au 3^e rang mondial pour les ressources géothermiques, derrière l'Indonésie et les États-Unis. Le potentiel est estimé à 23,5 GW, l'équivalent d'une vingtaine de réacteurs nucléaires[67].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Wind power in Japan » (voir la liste des auteurs).

Ferme éolienne du Plateau de Nunobiki, une des plus importantes au Japon : 69 MW pour 33 éoliennes.

Ferme éolienne de Yokohama.

En 2021, la production éolienne du Japon atteignait 9 874 GWh, soit 1,0 % de la production totale d'électricité du pays[2].

La puissance installée éolienne du Japon s'élève fin 2022 à 4 804 MW, au 3^e rang en Asie, loin derrière la Chine (365 440 MW) et l'Inde (41 930 MW). Elle représente seulement 0,5 % du total mondial, alors que la population japonaise représente 1,6 % du total mondial. Cette puissance s'est accrue de 233 MW en 2022, dont 149 MW à terre et 84 MW en mer. En 2021, les nouvelles installations ont été de 211 MW, uniquement à terre[68].

La puissance installée éolienne du Japon s'élève fin 2020 à 4 373 MW, au 3^e rang en Asie, loin derrière la Chine (288 320 MW) et l'Inde (38 625 MW). Elle représente seulement 0,6 % du total mondial, alors que la population japonaise représente 1,6 % du total mondial. Cette puissance s'est accrue de 551 MW en 2020[69].

En 2019, le parc éolien japonais totalisait 3 921 MW. Cette puissance s'est accrue de 274 MW (+7,5 %) au cours de l'année 2019[70].

En 2012, les éoliennes du Japon produisait seulement 4,3 TWh, soit 0,4 % de l'électricité du pays ; cette production a reculé de 5,6 % en 2012 du fait de mauvaises conditions de vent, mais elle a progressé de 26,3 % par an depuis 2002 ; malgré la mise en place d'un nouveau tarif d'achat attractif, le décollage attendu prend du retard, du fait de difficultés pour le raccordement au réseau des nouvelles installations ; de plus, la décision du ministère de l'Écologie de mettre en place un programme d'estimation des impacts environnementaux (EIA) de l'éolien, afin de mieux réguler le secteur, complexifie la situation[63].

Le Japon détenait 1807 éoliennes en septembre 2011, avec une puissance installée totale de 2 440 MW. Le manque de sites favorables (vent régulier, proximité du réseau électrique, hors des zones urbanisées ou protégées) et la préférence des opérateurs électriques pour les centrales à combustibles fossiles ou nucléaires freinent le développement de l'éolien au japon[71].

La base de données The WindPower recense 233 parcs éoliens japonais totalisant 2 678 MW en février 2017[72] et fournit une liste de 260 parcs éoliens japonais en fonctionnement ou en projet[73] ; on note la taille souvent modeste des parcs en fonctionnement, rarement supérieure à 30 MW ; par contre, les projets en mer ont des tailles de plusieurs centaines de mégawatts et dépassent parfois 1 000 MW.

La ferme éolienne de Shin Izumo était la plus grande du Japon en 2011, avec 26 turbines d'une puissance totale de 78 MW[74]. Celle de Mutsu, près de Kyoto, l'a dépassée avec 148 MW[75].

Les premiers projets pilotes de l'éolien en mer japonais datent de 2003. Les réalisations ont connu un regain après l'accident nucléaire de Fukushima, mais en 2020 aucun projet d'envergure n'a été réalisé, mais le gouvernement prévoit d'accorder prochainement les premières autorisations et prépare les premiers appels d'offres. Le premier tarif d'achat garanti pour l'éolien en mer a été créé en mars 2014 (36 yen/kWh, soit 0,28 €/kWh. Bien que ce prix soit le plus élevé au monde, le Japon n'a installé jusqu'à fin 2019 que 65,6 MW, dont 5 turbines flottantes totalisant 19 MW. Les causes de ce faible développement sont surtout le système d'évaluation des impacts environnementaux (EIA - Environment Impact Assessment) extrêmement complexe, qui requiert 4 à 5 années de procédures ; l'industrie dénonce une manque de clarté et de coordination entre les différentes administrations concernées. Depuis octobre 2012, tous les projets de plus de 7,5 MW doivent solliciter le permis EIA et dépenser des millions pour cette longue procédure avant de savoir s'ils seront éligibles au tarif garanti. En janvier 2020, 14,8 GW de projets éoliens en mer ont engagé cette procédure ; la plupart sont sur la côte ouest. En 2017, la réglementation sur les ports a été modifiée pour faciliter l'installation d'éoliennes dans les zones portuaires. En 2019, le gouvernement a délimité 11 zones de promotion de l'éolien en mer. Quatre de ces zones (Goto dans la préfecture de Nagasaki, Choshi dans celle de Chiba, Yurihonjo et Noshiro dans celle d'Akita) ont été désignées comme des zones prometteuses dont les habitants ont accepté de coopérer aux projets, en premier lieu celle de Goto où un projet de 8 éoliennes flottantes de 2 MW devrait être le premier à recevoir son autorisation à mi-2020. Le premier appel d'offres éolien en mer est attendu durant l'été 2020. De premiers accords ont été signés avec des développeurs tels qu'Ørsted et des fabricants comme Vestas. L'industrie a proposé au gouvernement un objectif 2030 de 10 GW[70].

Le Japon a installé 84 MW d'éolien en mer en 2022, portant sa puissance installée éolienne en mer à 136 MW. En décembre 2022, le parc Akita Noshiro Port (140 MW), programmé pour une mise en service complète à la fin de l'année, n'a pu en fait mettre en service que les 84 MW du parc Noshiro Port[68].

La puissance installée de l'éolien en mer japonais atteignait 65 MW fin 2017, dont 5 MW mis en service dans l'année[76].

Plusieurs projets de parcs éoliens en mer sont en cours de préparation :

• Akita, sur la côte ouest au nord de Honshū : 2 982 MW, 426 turbines[77] ;
• Mitane, un peu plus au nord : 455 MW, 91 turbines[78] ;
• Fukushima, sur la côte est, au large de la centrale : 1 000 MW, 143 turbines ; trois turbines ont déjà été mises en service : une de 2 MW en 2013, une de 5 MW en 2014 et 7 MW en 2015[79] ;
• Goto Sakiyama Oki oki Huangdo, au large des Îles Gotō dans la préfecture de Nagasaki : 522 MW[80] ;
• Kitakyūshū Port, au nord de l'île de Kyūshū, dans la préfecture de Fukuoka : 300 MW, 60 turbines[81] ;
• Ibaraki Kashima port, sur la côte est au nord de Tokyo, dans la préfecture d'Ibaraki : deux projets de 125 MW (25 turbines) chacun : Nord (approuvé) et Sud (en projet)[82] ;
• Hirono, au nord de la côte est, dans la préfecture d'Iwate : 200 MW[83] ;
• Murakami Ifuwane, sur la côte ouest dans la préfecture de Niigata : 195 MW, 39 turbines[84].

La préfecture de Fukushima projette de construire un parc d'éoliennes flottantes, avec une installation expérimentale de 2 MW en 2013, puis 2 éoliennes de 7 MW en 2015 ; le gouvernement japonais a fait de l’éolien offshore l’une des pierres angulaires de sa stratégie dans les énergies renouvelables. Selon le promoteur de ce projet, Ishihara Takeshi, professeur en ingénierie civile à l’Université de Tokyo, le potentiel de l'éolien offshore au Japon serait de 1 600 GW[85] - [86]. En 2013, le projet a pris de l'ampleur : le 12 juillet 2013, le chantier a démarré avec l’ancrage des chaînes géantes qui relieront les 143 éoliennes par 200 mètres de fond. D’ici 2020, elles produiront 1 gigawatt d'électricité, deux fois plus que le plus grand champ éolien offshore actuel[87]

Depuis août 2012, une éolienne flottante de 100 kW (pales de 22 m de diamètre) est testée à 1 km de la côte de l'île de Kabajima dans la Préfecture de Nagasaki, dans le cadre d'un projet du Ministère de l'Environnement visant à développer une éolienne flottante à bas coût ; un prototype de plus grande taille (pales de 80 m) produirait 2 000 kW[88].

En juillet 2020, le gouvernement lance un premier appel d'offres public pour la construction d'un site commercial d'éoliennes flottantes d'une capacité totale de 21 MW près de l'île de Goto, proche de Nagasaki. Seules les « sociétés nationales » pourront faire une offre, le Japon s'inquiétant de risques d'espionnage chinois. Il vient de lancer des études d'impact environnemental pour 36 projets d'éolien en mer qui représenteraient, s'ils étaient tous validés, une capacité totale de 15 GW[89].

Le réseau de distribution du Japon est particulier. En effet, deux réseaux électriques différents sont présents sur l'archipel : dans le Nord un réseau basé sur du courant à 50 Hz et dans le Sud un réseau basé sur du 60 Hz. Des convertisseurs de fréquences sont donc nécessaires pour interconnecter les deux réseaux.

La consommation d'électricité par habitant s'élève à 7 935 kWh au Japon, soit 2,4 fois la moyenne mondiale : 3 265 kWh, et supérieure de 13 % à celle de la France : 7 043 kWh et de 20 % à celle de l'Allemagne : 6 606 kWh, mais inférieure de 38 % à celle des États-Unis : 12 744 kWh[k 1].

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

La demande des clients industriels a baissé de 4,8 % en 2011 du fait des dégâts causés par le séisme de Tōhoku ; la consommation des clients résidentiels a également reculé de 5 % en 2011[2], mais cette baisse résulte surtout d'une baisse de la consommation des climatiseurs, l'été 2011 ayant été beaucoup moins chaud que celui de 2010.

Les constructeurs japonais sont à la pointe dans le développement des véhicules hybrides et de la voiture électrique :

• Toyota est le pionnier des hybrides, dont il est le premier constructeur mondial (Prius, lancée en 1997, qui fut la première voiture Full Hybrid de grande diffusion, et Lexus ; il s’est vendu plus de cinq millions de véhicules hybrides Toyota et Lexus dans le monde[90]), et des hybrides rechargeables : Prius Plug In, dont la commercialisation en Europe a débuté en juillet 2012[91] ;
• Mitsubishi a commencé très tôt la production de voitures électriques : Mitsubishi i MiEV, lancée au Japon en 2009 et en France en 2010 sous les marques Peugeot : Ion et Citroën : C-Zéro ;
• Nissan est le numéro un mondial du véhicule électrique : l'Alliance Renault-Nissan a fêté sa 100 000^e livraison de véhicules électriques au début de juillet 2013 ; elle affirme avoir investi 4 milliards d'euros dans cette technologie ; plus de 71.000 Leaf ont déjà été vendues à ce jour, ce qui en fait le modèle électrique le plus vendu au monde ; ses principaux marchés sont les États-Unis, avec environ 30 000 exemplaires, le Japon (28 000) et l’Europe (12 000) ; aux États-Unis, la Leaf figure parmi les dix véhicules les plus vendus à San Francisco, à Seattle et à Honolulu ; elle s’inscrit également parmi les dix meilleures ventes en Norvège[92] ;
• Honda vend des voitures hybrides : Honda Insight lancée en 2009, Honda Civic, Honda CR-Z lancée en 2010, etc dont il a annoncé en 2012 avoir vendu plus d'un million d'exemplaires[93] ; Honda a un programme de futures modèles hybrides rechargeables ;
• les quatre grands constructeurs japonais ont annoncé le 29 juillet 2013 un accord pour installer des points de recharge supplémentaires pour véhicules électriques et hybrides rechargeables au Japon : Toyota, Nissan, Honda et Mitsubishi jugent "crucial de développer rapidement des infrastructures pour promouvoir l'usage des véhicules utilisant l'électricité" ; le Japon a actuellement seulement quelque 1 700 bornes de recharge rapide (recharge quasi complète en moins de 30 minutes) et 3 000 bornes publiques normales (temps de charge allant jusqu'à huit heures). Le communiqué commun annonce le déploiement de 4 000 bornes rapides et de 8 000 bornes normales supplémentaires[94].
• le gouvernement japonais espère que la part des modèles électriques et hybrides rechargeables atteindra 15 à 20 % des ventes de nouveaux véhicules dans l'archipel en 2020 ; afin de soutenir les efforts des constructeurs, il a budgété une subvention de 100 milliards de yens (770 millions d'euros) pour l'année fiscale 2013[94].

Le Japon se situait en 2019 au 5^e rang mondial pour les émissions de CO₂ dues à la consommation d'énergie qui atteignaient 1 056,2 Mt, soit 3,1 % du total mondial : 33 622 Mt, derrière la Chine : 9 876 Mt), les États-Unis : 4 744 Mt, l'Inde : 2 310 Mt et la Russie : 1 640 Mt)[k 1].

Les émissions par habitant étaient en 2019 de 8,37 tCO₂/hab, supérieures de 91 % à la moyenne mondiale : 4,39 t, mais inférieures de 42 % à celle des États-Unis : 14,44 t ; elles dépassaient de 92 % le niveau de la France : 4,36 t et de 18 % celui de la Chine : 7,07 t[k 1].

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : 1 066,2 MtCO₂, en recul de 1,3 % par rapport à 2018[h 1] ; par habitant : 8,45 tCO₂[h 2].

Les émissions du Japon n'avaient progressé que de 7,4 % en 20 ans, de 1990 à 2010, mais l'arrêt des centrales nucléaires après l'accident nucléaire de Fukushima a entrainé une forte hausse des émissions : +9,0 % en 3 ans[h 1], due au recours accru aux centrales à combustibles fossiles[14] ; les émissions ont cependant été réduites de 12,4 % entre 2013 et 2018.

Les émissions dues au charbon ont progressé de 8,3 % entre 2010 et 2013, celles dues au pétrole de 4,1 % et celles dues au gaz de 20,6 %.

Le Japon est situé sur la ceinture de feu du Pacifique ; il est donc exposé à des risques sismiques parmi les plus élevés du monde ; ces risques ont été pris en compte dans la conception des centrales, comme en témoigne le fait que, lors du Séisme de 2011 du Tōhoku, le plus puissant jamais mesuré, les quatre centrales nucléaires situées dans la zone affectée par ce séisme se sont arrêtées automatiquement. Par contre, le risque de tsunami avait été largement sous-estimé, d'où l'Accident nucléaire de Fukushima, qui a été fortement aggravé par un système de contrôle et de gestion de crise défectueux, ainsi que par l'inexistence de dispositifs de protection qui existent dans les principaux pays équipés de centrales nucléaires.

Le 7 juin 2011, le gouvernement japonais a créé le Comité d'enquête sur l'accident des centrales nucléaires de Fukushima de la Tokyo Electric Power Company. Ce comité d’experts indépendant, présidé par un professeur à l'Université de Tokyo, Yotaro Hatamura, spécialiste en analyse des défaillances, a autorité pour interroger aussi bien les dirigeants de TEPCO que les membres du gouvernement ou des agences officielles[95] - [96]. Un rapport d'étape a été publié le 26 décembre 2011, qui critique tout à la fois le manque de préparation de TEPCO, les défaillances de l'Agence japonaise de sûreté nucléaire et les erreurs ou insuffisances du gouvernement Kan[97] - [98].

Suivant la publication de ce rapport d'étape, le parlement japonais a décidé à son tour la mise sur pied d'une commission d'enquête parlementaire, dirigée par le D^r. Kiyoshi Kurokawa, médecin et universitaire spécialiste en santé publique[99]. Le rapport de cette commission indépendante d’experts a été publié le 5 juillet 2012[100]. Point final d'une enquête durant laquelle plus de 1100 personnes ont été auditionnées, neuf sites nucléaires visités, 800 000 personnes ont assisté en direct à la retransmission de toutes les réunions de la commission (à l’exception de la première)[101]. Bien que déclenché par ces événements cataclysmiques, l’accident qui s’est ensuivi à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi ne peut pas être regardé comme un désastre naturel. Ce fut un désastre profondément causé par l’homme – qui aurait pu et aurait dû être prévu et prévenu. Et ses effets auraient pu être atténués par une réponse humaine plus efficace.[102]. Un rapport qui pointe sévèrement la gestion de la crise par l'opérateur TEPCO, mais également du gouvernement japonais. Selon ce rapport la catastrophe de Fukushima serait d'origine humaine.

Inaugurée le 19 septembre 2012, en remplacement des organismes chargés de la sureté nucléaire à l'époque de la catastrophe, l'Agence de sûreté nucléaire et industrielle (NISA) et la Commission de sûreté nucléaire (NSC), critiquées pour leur gestion défaillante de l'accident nucléaire, une nouvelle instance de régulation du nucléaire, la Nuclear Regulatory Authority (NRA) est chargée de mettre en place de nouvelles règles de sûreté des centrales nucléaires japonaises. Placée sous la tutelle du ministère de l'environnement, la NRA bénéficie d'un statut similaire à celui de la Commission de la concurrence, censé garantir son indépendance[103].

• (en)L'énergie au Japon sur le site de l'Energy Information Administration.
• (en)ANRE site de l'Agency for Natural Resources and Energy (ANRE), Ministry of Economy, Trade and Industry.
• (en)IEEJ site de l'Institute of Energy Economics Japan.
• (en)FEPC site de la Federation of Electric Power Companies (FEPC).

• Liste des réacteurs nucléaires au Japon
• Accident nucléaire de Fukushima
• Agence japonaise de l'énergie atomique
• Ressources et consommation énergétiques mondiales