énergie Avenir du nucléaire civil en France et dans le monde ?

[Titus K]

La Bulgarie invite Hyundai à soumettre une offre de pour la construction des réacteurs 7 et 8 du basés sur le réacteur Westinghouse AP100.

https://www.nucnet.org/news/south-korea-s-hyundai-will-be-invited-to-submit-binding-bid-for-kozloduy-construction-2-5-2024

[Titus K]

Situation en Finlande

[Titus K]

Voir les choses en grand ... -->https://www.world-nuclear-news.org/Articles/Preparations-begin-for-new-Chinese-plant
 

Les préparatifs commencent pour la nouvelle centrale chinoise

Une cérémonie d'inauguration a eu lieu pour marquer le début de la construction de la première phase de la centrale nucléaire de Jinqimen à Ningbo, dans la province de Zhejiang, a annoncé la China National Nuclear Corporation (CNNC).

La construction de deux réacteurs Hualong One de 1200 MWe dans le cadre de la phase I de la centrale de Jinqimen a été approuvée par le Conseil d'État chinois lors d'une réunion qui s'est tenue le 29 décembre de l'année dernière.

CNNC a indiqué que les unités 1 et 2 de la centrale de Jinqimen ont été incluses dans le plan national et ont fait l'objet d'une évaluation complète de la sécurité.

CNNC Zhejiang Energy Co Ltd, filiale de CNNC, sera responsable de l'investissement dans le projet, de la construction et de la gestion des opérations de la nouvelle centrale, qui abritera à terme six unités de Hualong One.

Une fois les six unités achevées, la capacité totale installée de la centrale de Jinqimen sera d'environ 7,2 GWe, et la production annuelle d'électricité connectée au réseau sera d'environ 55 TWh, ce qui, selon CNNC, équivaut à une réduction des émissions de dioxyde de carbone d'environ 50 millions de tonnes.

Les deux premières unités de démonstration de la version de CNNC du modèle Hualong One à l'usine de Fuqing, dans la province de Fujian, ont déjà démarré. L'unité 5 est entrée en service commercial le 30 janvier 2021, et l'unité 6 suivra le 25 mars 2022. CNNC construit également deux Hualong One dans les unités 1 et 2 de l'usine de Zhangzhou, également dans la province du Fujian, dont la construction a débuté respectivement en octobre 2019 et en septembre 2020. La construction de deux Hualong One en tant qu'unités 3 et 4 de l'usine de Changjiang, dans la province de Hainan, est également en cours depuis mars 2021 et décembre 2021, respectivement.

Deux réacteurs Hualong One (HPR1000) ont également été construits en tant qu'unités 2 et 3 de la centrale de Karachi, dans la province pakistanaise de Sindh, marquant les premières exportations de la conception Hualong One de CNNC. La construction de l'unité 2 a débuté en 2015 et celle de l'unité 3 en 2016. Celles-ci sont entrées en service commercial en mai 2021 et avril 2022, respectivement. Un autre réacteur Hualong One est prévu pour l'unité 5 de la centrale nucléaire pakistanaise de Chashma, dans la province du Punjab.

[Titus K]

... la qualité de l'enregistrement 

Les slides présentés en PDF --> http://www.centrale-energie.fr/spip/IMG/pdf/23-01-18_pres_nuward_centrales_diffusion.pdf

[Titus K]

NUWARD et EDF sont fiers d'entamer la deuxième phase de l'examen préliminaire conjoint de la conception du réacteur NUWARD SMR avec un groupe élargi d'autorités de sûreté nucléaire européennes.    

Publié le 2023/12/19

https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/nuward-and-edf-are-proud-to-start-the-second-phase-of-the-joint-early-review-of-the-nuward-smr-design-with-an-extended-group-of-european-nuclear-safety-authorities

 

En juin 2022, EDF a annoncé que le petit réacteur modulaire NUWARD constituait l'étude de cas d'un examen réglementaire européen conjoint mené par l'Autorité de sûreté nucléaire française (ASN) avec la participation des autorités de sûreté tchèque (SUJB) et finlandaise (STUK) et de deux de leurs organismes techniques de sûreté (l'IRSN pour la France et le SURO pour la République tchèque).

Ces premières discussions, qui ont eu lieu en dehors de tout processus formel d'octroi de licences, ont permis à NUWARD de recevoir un premier retour d'information qui profitera aux études de conception de base et permettra d'anticiper les défis de l'octroi de licences internationales. Désireux de partager avec la communauté internationale les enseignements et le retour d'expérience de cette initiative, EDF/NUWARD et les régulateurs concernés ont publié leurs rapports de clôture[1] en septembre de cette année.

Sur la base de cette expérience réussie et inédite, EDF, NUWARD et un groupe élargi de régulateurs européens ont lancé la deuxième phase de l'examen précoce conjoint en décembre de cette année. Le groupe des autorités de sûreté initiales a été rejoint par les régulateurs de Suède (SSM), de Pologne (PAA) et des Pays-Bas (ANVS).

L'objectif de cette nouvelle phase est de favoriser les échanges précoces avec le groupe d'autorités de sûreté qui revêtent une importance stratégique pour le développement du réacteur NUWARD SMR en Europe et d'identifier les principaux éléments facilitateurs et les conditions nécessaires pour que le réacteur NUWARD SMR réponde aux attentes de ces pays en matière d'autorisation.
L'examen portera sur de nouveaux sujets techniques selon un processus similaire à celui de la première phase, ainsi que sur la manière dont NUWARD entend prendre en compte dans sa conception le retour d'expérience de l'examen préliminaire conjoint.
En outre, ces échanges permettront à tous les participants de renforcer leur collaboration et d'améliorer leurs connaissances respectives des pratiques réglementaires de chacun.

Renaud Crassous, président exécutif de NUWARD, a déclaré : "Cet examen préliminaire conjoint est le moyen d'intégrer le plus tôt possible les attentes internationales dans la conception du SMR de NUWARD et de mettre au point une conception normalisée, pouvant faire l'objet d'une licence dans plusieurs pays. Nous sommes également fiers de contribuer plus généralement à créer les conditions nécessaires pour rationaliser et harmoniser le processus d'autorisation des SMR dans l'ensemble de l'Union européenne, grâce à cette initiative innovante".

Parallèlement, le dossier d'options de sûreté du réacteur NUWARD SMR a été soumis à l'Autorité de sûreté française (ASN) en juillet 2023, une étape essentielle pour préparer le processus d'autorisation de la première centrale NUWARD SMR en France.

[Titus K]

Il y a 17 heures, Titus K a dit :

... la qualité de l'enregistrement 

Les slides présentés en PDF --> http://www.centrale-energie.fr/spip/IMG/pdf/23-01-18_pres_nuward_centrales_diffusion.pdf

Je viens de finir d'écouter dans les bouchons, c'est vraiment très intéressant si vous arrivez a vous faire à la piètre qualité image/son... Beaucoup d'infos nouvelles.

L'industriel d'EDF vient de l'Oil&Gas, il parle lentement je conseille la vitesse de lecture x1.5 minimum 

Modifié le 20 février par Titus K

[Delbareth]

Le 18/02/2024 à 14:23, Titus K a dit :

(Dsl j'écoute en cuisinant, je ne peux pas prendre des notes moi )

Tout le monde n'a pas la chance d'avoir des bouchons ou une cuisine !

(mes notes en masqué)

Révélation

Audition du Sénat : Enjeux de la relance nucléaire

 

M. Joël BARRE (Délégué interministériel au nouveau nucléaire) (7’) :

 

-        missions :

o   superviser le programme du nouveau nucléaire

o   supervision des travaux menés par EDF

o   coordonner l’ensemble des administrations parties prenantes

o   périmètre : EPR2 et Nuward (SMR EDF)

 

-        piliers de la stratégie française :

o   électricité nucléaire

o   sobriété énergétique :

§  trajectoire d’électricité légèrement à la baisse

o   efficacité énergétique (processus industriels)

o   énergies renouvelables

 

-        EPR2 :

o   motivations :    

§  besoin de renouvellement des REP actuels qui arriveront un jour en fin de vie

§  pour une durée de vie de 60 ans, à partir de 2040 on aura - 4GWinstallés /an (effet falaise)

o   version optimisée, industrialisée de l’EPR

§  reprend les atouts : 1.6 GW, sûreté (avec retex de Fukushima)

§  hypothèses de travail jusqu’en 2100

·        en particulier hypothèses climatiques

·        modulable pour s’adapter à un réseau contenant des EnR

o   les 4-5 EPR existants sont des prototypes, réalisé à l’unité ou par paire

§  les EPR2 devront être construit en série

§  les 6 annoncés (puis 8 de plus) seront des EPR2

o   le nombre dépendra de la quantité d’électricité nucléaire voulue à partir de 2040

o   défi EPR2 vs EPR :

§  simplifier le design (génie civil, exigences, …)

§  faciliter la constructibilité (standardiser => limiter le nombre de types d’équipement)

§  utilisation de pré-fabrication (pièces fabriquées en usine plutôt que sur le chantier)

§  remontée en compétence de l’ensemble de la filière (=> Université des Métiers du Nucléaire)

o   état actuel :

§  detailed design

§  2024 : travaux préparatoires du chantier de Penly (génie civil)

§  démarrage en attendant le feu vert pour le reste des travaux, grâce à loi sur l’accélération des procédures

 

M. Xavier URSAT (Direction Ingénierie et projets nouveaux nucléaire, EDF) (25’) :

 

-        introduction :

o   l’électricité représente 25% de l’énergie finale consommée

o   en 2050, il faudra que cette part soit devenue 50%

o   + croissance industrielle - économies d’énergie => augmentation de la quantité d’énergie produite de 50% en 2050 (20% d’ici 2035)

 

-        critères communs à beaucoup de pays :

o   énergie décarbonnée

o   maitrise des coûts de production (ou au moins stabilité des prix)

o   souveraineté énergétique

o   création d’emploi

o   la France a déjà ça pour son électricité, il faut étendre ça au reste de l’énergie

 

-        stratégie :

o   développement des EnR

o   prolongation du parc existant

§  54 réacteurs ouverts en 15 ans

§  effet falaise s’ils arrêtent tous en même temps

§  => il faudra étaler

o   développement du nouveau nucléaire

o   forte fiabilité de cette stratégie (peu de risques)

 

-        EPR2 :

o   conception entièrement digitale

o   approche de construction par série

§  énormes intérêts pour les processus industriels, le recrutement, la formation

§  quel est le rythme minimum pour être « industriel » ? 1.5 EPR/an

o   planning :

§  série de 6 (+8 à venir), en gros mise en service d’1 EPR/an de 2035 à 2050

 

-        SMR Nuward :

o   170 MW, 2 dans une centrale pour 340 MW

o   objectif : remplacer les centrales charbons dans le monde qui font souvent 300-400 MW

o   on gagne l’économie sur l’effet de série et de module

 

-        modification de la gestion des projets chez EDF :

o   Maitrise d’Ouvrage forte :

§  tient le business plan, les hypothèses de performances…

o   direction de projet en contact avec les instance dirigeantes d’EDF

o   ingénierie recentrée

 

-        filière nucléaire :

o   l’effort nécessaire de remise en route de la filière nucléaire est colossal :

§  problème de ressources en volume (quantité de personnes) et en séniorité (expérience)

o   nécessité de recruter 100 000 personnes dans la décennie

§  c’est le plus grand défi

o   mise en place de l’Université des Métiers du Nucléaire

§  université « fictive », là pour fédérer les unités de formation françaises

o   filière française = 50% de la filière européenne

§  mêmes besoins à l’international

 

Questions / Réponses :

-        avec Flamanville on pourrait atteindre 400 TWh/an ; il y a un problème au niveau consommation entre 2030 et 2035 ; demande d’avoir des études sur le renouvellement du parc en fonction de la prolongation des réacteurs existants

o   X.U : On peut fournir des trajectoires de consommation faites par EDF (même si ça ne fait plus partie des missions d’EDF puisque c’est RTE qui fait ça), avec différentes hypothèses (durée d’exploitation, quantité d’EnR…), points de blocages identifiés

L’intérêt des SMR est d’être potentiellement multi-usage : production locale d’électricité, production de chaleur, production d’hydrogène, économie de développement de réseau (lignes 400kV)

o   J.B : En 2050, si on a prolongé tous les réacteurs à 60 ans, il restera environ 15 GW installés. Avec les 14 EPR2, on arrive au total à moins de 40 GWinstallés. C’est pourquoi il faudra probablement étendre l’exploitation au-delà de 60 ans.

 

-        Pourquoi ne pas refaire maintenant des réacteurs de Gen II plutôt que des EPR2 ?

o   X.U : La France est très exigence en terme de sûreté, et les visites décennales des réacteurs servent aussi à les mettre à niveau autant que possible en terme de sûreté (contrairement aux US par exemple). Cependant la Gen III apporte plusieurs améliorations : réduction du risque d’accident significatif, confinement des conséquences, enceinte renforcée. On ne peut plus construire en France de réacteur de Gen II (niveau de sûreté pas assez haut). Et l’Europe ne valide que des concepts Gen III.

Il y a sur les EPR2 un effort important de standardisation (forte réduction du nombre de référence qui facilite la construction et la maintenance) et de rationalisation du génie civil (simple enceinte épaisse au lieu de double enceinte, alignement des murs…)

Il ne s’engagera pas sur la tenue à la chute d’un avion civil.

 

-        Quelles sont les projections en matière de coûts, et l’impact sur le prix ?

o   X.U : Le coût des 6 premiers EPR2 était de 52 Mds€2021 (juste la construction). La réévaluation donne un chiffre très supérieur (non divulgué), notamment dû à l’inflation. Le montage financier est aussi un aspect important du coût final.

 

-        Le coût des emprunts est important. EDF est étatisé, et l’état peut jouer un rôle important, mais il y a d’autres pistes de financement possibles. Où en êtes-vous ?

o   X.U : Un peu difficile de répondre aujourd’hui ; ils regardent seulement des schémas de financement EDF-état (pas d’autres acteurs type étranger). La qualification de l’aide d’état par l’Europe est un point central (il faut que ce soit jugé acceptable en tant qu’aide d’état).

L’implication de clients lourds pour le parc existant est actuellement étudiée.

 

-        Est-ce que ASTRID est vraiment arrêté ? Est-ce que ça peut être repris ?

o   J.B : Il est évident qu’il faut travailler sur la filière neutron rapide, car c’est important pour l’acceptation sociétale de long terme (dépendance à l’uranium, et la gestion des déchets). Cette R&D est aussi importante comme vitrine pour attirer les talents.

o   X.U : EDF est intéressé sur les AMR (réacteurs avancés de Gen IV), et ils ne s’interdisent pas d’investir dans les candidats les plus intéressants.

 

-        Est-ce que EDF maîtrise parfaitement la filière ? Pourquoi il a été nécessaire de simplifier l’EPR (les chinois l’ont bien construit, et plus vite que nous) ?

o   X.U : On peut dire qu’EDF maîtrise bien la filière pour ce qui est du parc existant. Il y a un tissu industriel de bonne qualité, qui n’a jamais arrêté de travailler. Pour ce qui est de la construction, nous sommes en phase de ré-apprentissage. Il reste du travail avant d’arriver au chantier des EPR2. Dans les années 80, l’industrie faisait 25% du PIB, aujourd’hui c’est 11%.

Les chinois ont construit leurs EPR au milieu d’une large série de construction de centrales nucléaires.

 

-        Pouvez-vous être plus précis sur votre stratégie concernant les ressources humaines (les 100 000 emplois à pourvoir) ?

o   X.U : L’Université des Métier du Nucléaire doit pouvoir recenser toutes les formations qui existent sur ce sujet en France (il y en a 5000 !, particulièrement répandues sauf dans le sud-ouest). L’enjeu climatique est très important pour les jeunes, ce qui aidera pour obtenir leur adhésion aux filières nucléaires.

 

-        Est-ce que le fait de ne pas avoir pu débattre de la PPE pose problème en terme de mangement, stratégie et conduite ?

o   J.B : Non à ce stade du projet où l’on travaille sur les 6 EPR2. La PPE devra déterminer de combien d’EPR2 on aura besoin.

 

-        Quel est le modèle économique des SMR devant remplacer les centrales à charbon (ce dernier est économiquement très rentable) ?

o   X.U : Le modèle économique des SMR requiert des séries de réacteurs par dizaines, pour retomber sur les coûts d’autres réacteurs comme l’EPR2. Il faut qu’ils soient acceptés à l’identique par plusieurs autorités de sûreté nucléaire. Nuward (SMR EDF) est dans une phase de validation européenne (France, Rép. Tchèque, Finlande, Suède, Pologne, Pays-Bas). Si on prend les exigences les plus élevées de chaque autorité, ça ne marche pas. Mais si toutes les autorités se mettent d’accord sur de bons compromis, ça peut marcher.

Concernant le charbon, ce qui doit trancher c’est le prix du carbone. Actuellement ça baisse, à 60 €/t. Mais à 100 €/t, la production par centrale charbon est out.

 

-        Où en est-on au niveau des technologies concernant le refroidissement des centrales ?

o   X.U : C’est un des enjeux clé pour l’avenir. Pour chaque questionnement d’adaptation au changement climatique, c’est l’eau qui est dimensionnante : en bord de mer avec la montée des eaux, en bord de rivière avec la variation de débit et la température de l’eau (soit l’eau est rejeté chaude, soit l’eau part en vapeur). Il y a un programme de R&D pour de meilleur aérogénérateur, pour voir ce qui existe dans d’autres industrie. À chaque fois ça consommera de l’énergie, et ce sera une question de compromis.

 

-        L’EPR2 utilise énormément de béton. Est-ce qu’il y a eu des calculs fait sur l’énergie grise ?

o   X.U : L’analyse du cycle de vie du nucléaire en France montre que ça fait 4 gCO2/kWh (moyenne mondiale à 11 gCO2/kWh). La part de la construction de la centrale est très basse.

 

-        Il y a eu des problèmes hydrauliques avec la cuve de l’EPR, or l’EPR2 utilise la même cuve ?

o   X.U : Taischan I a battu le record mondial de production d’électricité dès la 1ere année de production. Il y a eu un point sensible (arrêt à l’été 2021) car quelques crayons ont fuit (rupture de ressorts à cause de corrosion, qui ont endommagé les crayons). L’ASN est OK avec le correctif appliqué en Chine pour démarrer Flamanville III. Il y a des petites turbulences dans le flux d’eau qu’on pourra optimiser par la suite (l’ASN est OK avec ça).

 

-        Quid de la réduction du nombre de circuits de secours sur l’EPR2 ?

o   X.U : C’est fondamentalement le même niveau de sûreté. L’EPR1 permettait de faire plein de chose pendant le fonctionnement (maintenance en service).

 

-        Pourquoi la modulation serait plus facile sur les EPR2 ? Sachant qu’à priori on peut déjà bien moduler les réacteurs actuels.

o   X.U : La modulation est du même niveau que le parc existant. La modulation de l’EPR2 est dimensionnée pour s’adapter aux évolutions journalières de charge dues au solaire et à l’éolien (mais à la fin ça donne à peu près la même chose). Un EPR2 peut être descendu de 1700 MW à 250 MW puis remonté en ½ à 1h.

 

-        Est-ce qu’il est envisageable à terme que les SMR répondent au problème de pic de consommation ?

o   X.U : Je vais pas dire non, mais ils ne sont pas conçus pour ça.

 

-        Vu que Civaux II a été livrée en 2002, et l’EPR construit à partir de 2007, comment expliquer l’évaporation en seulement 5 ans ?

o   X.U : Il y a 3 phases dans l’aménagement nucléaire : génie civil, remplissage des volumes, mise en service. C’est 3 compétences très différences. Et en comparant les mêmes phases, ce n’est pas 5 ans d’écart, mais 15 ou 18 ans.

 

Questions non répondues :

-        Est-ce que 14 EPR2 c’est suffisant ?

-        Il y a beaucoup de start-ups sur les nouvelles centrales nucléaires. Est-ce que ça va entrainer une multiplication des producteurs nucléaires ?

-        Quand imagine-ton les premières productions avec EPR et SMR ?

 

 

Modifié le 20 février par Delbareth

[vincenzo]

 

[Titus K]

Ils veulent descendre à ~40 mois pour la construction d’une centrale NuWard sur site, mais une question que je me pose :

Pour les EPR, il faut en construire 1,5 par ans pour maintenir une supply supply chain efficace (1 pour la France et 0,5 pour l’export j’ai entendu par exemple) 
Je me demande combien de NuWard il faudra construire par an ? J’imagine plus, mais combien ?
Parce que vu que la France ne va pas être un gros client du produit, il va falloir trouver un gros marché export.

[Delbareth]

Il y a 1 heure, Titus K a dit :

Ils veulent descendre à ~40 mois pour la construction d’une centrale NuWard sur site, mais une question que je me pose :

Pour les EPR, il faut en construire 1,5 par ans pour maintenir une supply supply chain efficace (1 pour la France et 0,5 pour l’export j’ai entendu par exemple) 
Je me demande combien de NuWard il faudra construire par an ? J’imagine plus, mais combien ?
Parce que vu que la France ne va pas être un gros client du produit, il va falloir trouver un gros marché export.

Le marché export, c'est le remplacement des centrales à charbon. Donc la taille potentielle est gigantesque.

[Titus K]

il y a 27 minutes, Delbareth a dit :

Le marché export, c'est le remplacement des centrales à charbon. Donc la taille potentielle est gigantesque.

Une bonne carte des centrales mondiales -->https://blog.resourcewatch.org/2019/11/13/this-map-shows-29000-of-the-worlds-power-plants/

[Albatas]

Il y a 2 heures, Titus K a dit :

Parce que vu que la France ne va pas être un gros client du produit, il va falloir trouver un gros marché export.

Oui, c'est un gros enjeu pour la réussite du projet. C'est pour cela qu'ils font un gros travail avec les autorités de sûreté d'un maximum de pays et poussent à faire converger les réglementations ; pour avoir un design validé dans le plus de pays possible et pouvoir espérer faire une vraie série...

[Patrick]

Il y a 6 heures, Titus K a dit :

Parce que vu que la France ne va pas être un gros client du produit, il va falloir trouver un gros marché export.

Raison pour laquelle ça ne se vendra doublement pas.

1: ça reste un réacteur nucléaire, même ultra sécurisé il faudra des gens compétents pour s'en servir. Or si les pays environnants même en Europe n'ont pas plus de nucléaire, c'est avant-tout un problème de compétence. En Allemagne outre le gaz russe, c'est la démographie qui a posé problème pour maintenir les centrales.

2: c'est français. Si c'était américain ou sud-coréen ce serait différent. Mais c'est français.

Modifié le 22 février par Patrick

[Hypsen]

Il y a 8 heures, Titus K a dit :

Ils veulent descendre à ~40 mois pour la construction d’une centrale NuWard sur site, mais une question que je me pose :

Pour les EPR, il faut en construire 1,5 par ans pour maintenir une supply supply chain efficace (1 pour la France et 0,5 pour l’export j’ai entendu par exemple) 
Je me demande combien de NuWard il faudra construire par an ? J’imagine plus, mais combien ?
Parce que vu que la France ne va pas être un gros client du produit, il va falloir trouver un gros marché export.

On envisage pas d'en mettre en Corse et dans l'outre-mer ?

Peut-être qu'on pourrait ainsi dessaler pour les îles qui manquent d'eau.

[christophe 38]

Il y a 4 heures, Hypsen a dit :

On envisage pas d'en mettre en Corse et dans l'outre-mer ?

Peut-être qu'on pourrait ainsi dessaler pour les îles qui manquent d'eau.

ouais, mais, coté sismicité, est ce sensible ?

entre le volcan qui est sorti, à Mayotte et les tremblements de terre, actuellement de faible incidence...voir ici (mais qui sont déjà monté au dessus de 5)

ou les volcans au niveau de l'arc antillais... (et les tremblements de terre qui vont avec)....

[Patrick]

Il y a 4 heures, Hypsen a dit :

On envisage pas d'en mettre en Corse et dans l'outre-mer ?

Peut-être qu'on pourrait ainsi dessaler pour les îles qui manquent d'eau.

Ce serait de loin la meilleure chose à faire oui, mais ça amènerait aussi d'autres problématiques de sécurité.

[herciv]

Il y a 9 heures, Hypsen a dit :

On envisage pas d'en mettre en Corse et dans l'outre-mer ?

Peut-être qu'on pourrait ainsi dessaler pour les îles qui manquent d'eau.

Il y a deux "péninsules énergétiques" en France : la Bretagne et La Provence. Il y a clairement un besoin a ce niveau. Pour la première le souci sera l'acceptabilité de la pipulation. Pour le seconde le souci sera le foncier cotier surtout vers Nice.

Ensuite les centrales a gaz avait une fonction importante : permettre l'appel de puissance électrique tres rapidement (quelques minutes). Les grosses centrales peuvent varier leur production rapidement mais pas dans ces delais. Pour moi plus que pour combler une production deficitaire, les SMR devront être utiles pour l'équilibrage instantané du réseau. Dans ces conditions ils seront utiles partout.

Ceux-là peuvent tres bien etre installé dans des centrales existantes qui n'ont pas de problème de foncier ni d'acceptabilitė.

Modifié le 23 février par herciv

[Titus K]

La cogeneration de chaleur peut aussi être un atout pour des pays comme la Finlande.

Dans sa présentation la personne de EDF rappelait qu’à l’époque du plan messmer, il y avait eu une part de participation du privé et que peut être qu’aujourd’hui aussi des industries lourdes qui chercheraient à transitionner du fossile à l’électrique pourraient en faire de même.
Les cas du port de Marseille ou de Dunkerque pourraient peut être en faire les fruits ?

Modifié le 23 février par Titus K

[Titus K]

Il y a 1 heure, herciv a dit :

Ensuite les centrales a gaz avait une fonction importante : permettre l'appel de puissance électrique tres rapidement (quelques minutes). Les grosses centrales peuvent varier leur production rapidement mais pas dans ces delais. Pour moi plus que pour combler une production deficitaire, les SMR devront être utiles pour l'équilibrage instantané du réseau. Dans ces conditions ils seront utiles partout.

C’est plus le remplacement des centrales charbon qui est visé, moins les centrales à gaz. 
D’ailleurs dans beaucoup de scénarios net 0, la plupart des experts conseillent justement de conserver quelques centrales gaz pour gérer des pics de besoins. 
Je ne sais la à quel point les SMR pourront faire varier leur production, vu qu’ils fonctionnent dans bore soluble par exemple.

Modifié le 23 février par Titus K

[herciv]

il y a 6 minutes, Titus K a dit :

ne sais la à quel point les SMR pourront faire varier leur production, vu qu’ils fonctionnent dans bore soluble par exemple.

Cette capacité à intervenir dans l'équilibrage instantané va être un filtre important dans le choix de telle ou telle techno.

Si les experts conseillent de conserver les centrales à gaz c'est qu'il n'y a pas d'alternative. L'émergence de telles alternatives serait une bonne nouvelle. De mon point de vue c'est ce point que je vais regarder de prêt sur les smr.

Modifié le 23 février par herciv

[Titus K]

Compass Lexecon publie une étude d’opportunité pour le développement d’une série de NUWARD SMR en France, ouvrant des perspectives supplémentaires de décarbonation

 https://www.nuward.com/sites/nuward/files/2023-06/Etude_version_publique.pdf

[herciv]

il y a 45 minutes, Titus K a dit :

Compass Lexecon publie une étude d’opportunité pour le développement d’une série de NUWARD SMR en France, ouvrant des perspectives supplémentaires de décarbonation

 https://www.nuward.com/sites/nuward/files/2023-06/Etude_version_publique.pdf

La partie opportunité reprend bien ce que j'ai dit au-dessus.

Une déception quand même. Les montés et baisses de charge ne sont pas meilleures que celle des grosses centrales.

[g4lly]

il y a 28 minutes, herciv a dit :

Une déception quand même. Les montés et baisses de charge ne sont pas meilleures que celle des grosses centrales.

C'est déjà rapide sur les "grosse centrale" c'est juste plus couteux parce que ça salope le primaire il me semble.

Le plus rapide de loin c'est l'hydro haute chute ... ça prend une minute de passer de 0 à 100%. Je suppose que les STEP ça doit être plus ou moins pareil selon la hauteur de chute.

Tout le reste est plus long.

Même les centrale à gaz sur TAG ne relance pas instantanément. Il faut une bonne grosse dizaine de minute. Et plus elles sont grosse plus c'est long.

[Albatas]

Il y a 2 heures, herciv a dit :

Si les experts conseillent de conserver les centrales à gaz c'est qu'il n'y a pas d'alternative.

C'est surtout une logique économique. Dans le coût de MWh nucléaire, le prix du combustible est faible (genre 10 %), donc en gros si une centrale tourne à 50 % de charge le prix au MWh double. Économiquement une centrale nucléaire il faut la faire tourné au max pour rentabiliser le prix de d'investissement et du personnel. Pour une centrale à gaz, c'est le prix du gaz le facteur dominant, donc pour une centrale qui tourne peu c'est plus intéressant. L'hydro c'est l'idéal pour gérer les variation de charge mais on ne peut pas en faire comme en veut !

Historiquement en France le plan c'était un mix nucléaire/hydro, très bon mix. Avec le développement des ENR solaire/éolien on est de plus en plus obligé de faire varier la puissance des réacteurs mais c'est pas optimum du tout.

[Pousse allemand]

Le 23/02/2024 à 10:29, Albatas a dit :

Historiquement en France le plan c'était un mix nucléaire/hydro, très bon mix. Avec le développement des ENR solaire/éolien on est de plus en plus obligé de faire varier la puissance des réacteurs mais c'est pas optimum du tout.

C'est même l'inverse de ce qu'il faudrait faire. Rendre plus compliqué l'utilisation et la rentabilité du moyen de production le plus complexe et le plus capitalistique c'est de la mauvaise gestion de son moyen de production. C'est valable dans tout les domaines.