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

[Delbareth]

C'est inhérent au système économique. Les moyens de production sont classés par coût marginaux, et donc les EnR sont en premier.

Je ne sais pas trop ce qui se passerai d'un point de vue réseau si on mettait par exemple le nucléaire en priorité, mais qu'il y a du courant gratuit fournit par les éoliennes. Je suppose qu'il faudrait les découpler, ou exporter le surplus. Ce serait j'ai l'impression une situation bizarre, mais si quelqu'un à des arguments techniques je suis preneur.

[Boule75]

Vous oubliez un peu à mon sens les capacités de stockage turbinage, qui permettent de maintenir en marche les centrales les moins intéressantes à arrêter tout en absorbant le surplus d'électricité du réseau.

J'ignore si ça démarre vite ou pas, mais c'est également un moyen potentiel de régulation dans les situations de trop plein de production. Et on récupère plus tard avec, certes, un delta sur le rendement.

[ksimodo]

il y a une heure, Boule75 a dit :

Vous oubliez un peu à mon sens les capacités de stockage turbinage,

je ne sais pas combien ça pèse dans le mix français, mais on doit frôler la virgule.

Ceci dit, j'admet pouvoir avoir une vision déformée des choses depuis ma tendre enfance, mon grand père ayant eu un terrain en amont d'un barrage EDF. Quel que soit le débit amont et la pluvio bien en amont, le niveau ne baissait jamais de plus de 10 ou 20 cm....( ou ne montait pas non plus, c'est réciproque ). En somme c'était de l'EnR absolument pas "pilotée" mais dans un sens conscient je suppose. Et je parle d'un lit de rivière de plus de 100 mètres de large et plus de 15 mètres au plus profond. Et zéro turbinage. LA P installée est annoncée à un peu plus de 30 MW, je suppose qu'il s'agit d'un cas asse commun comme il en existe bcp.

[Picdelamirand-oil]

Il y a 1 heure, Delbareth a dit :

C'est inhérent au système économique. Les moyens de production sont classés par coût marginaux, et donc les EnR sont en premier.

Je ne sais pas trop ce qui se passerai d'un point de vue réseau si on mettait par exemple le nucléaire en priorité, mais qu'il y a du courant gratuit fournit par les éoliennes. Je suppose qu'il faudrait les découpler, ou exporter le surplus. Ce serait j'ai l'impression une situation bizarre, mais si quelqu'un à des arguments techniques je suis preneur.

Les ENR n'ont aucune raison d'être en premier : si tu les compares à l'énergie nucléaire, dans les deux cas le coût est principalement l'amortissement des investissements (le combustible nucléaire ne compte que pour 5% du coût du nucléaire) le coût d'opération est moins cher pour le nucléaire car les installations sont moins dispersées mais surtout si tu prend en compte les coûts d'équilibrage du réseau l'avantage est nettement au nucléaire. Tout ce que font les EnR c'est de la production d'opportunité qui font baisser les prix temporairement (pas les coûts, les prix du fait de l'offre et de la demande) et ruine la rentabilité des EnR et du nucléaire. On arrête plutôt le nucléaire mais c'est idéologique c'est pas raisonnable.

Tu as EDF qui est obligé de vendre l'électricité nucléaire qu'il produit à vil prix à ses concurrents et aussi obligé d'acheter l'électricité EnR quelque soit  celui qui se met à en produire  Après il faut se démerder pour équilibrer le réseau.

Modifié le 24 février par Picdelamirand-oil

[Delbareth]

il y a une heure, Picdelamirand-oil a dit :

Les ENR n'ont aucune raison d'être en premier : si tu les compares à l'énergie nucléaire, dans les deux cas le coût est principalement l'amortissement des investissements (le combustible nucléaire ne compte que pour 5% du coût du nucléaire) le coût d'opération est moins cher pour le nucléaire car les installations sont moins dispersées mais surtout si tu prend en compte les coûts d'équilibrage du réseau l'avantage est nettement au nucléaire. Tout ce que font les EnR c'est de la production d'opportunité qui font baisser les prix temporairement (pas les coûts, les prix du fait de l'offre et de la demande) et ruine la rentabilité des EnR et du nucléaire. On arrête plutôt le nucléaire mais c'est idéologique c'est pas raisonnable.

Tu as EDF qui est obligé de vendre l'électricité nucléaire qu'il produit à vil prix à ses concurrents et aussi obligé d'acheter l'électricité EnR quelque soit  celui qui se met à en produire  Après il faut se démerder pour équilibrer le réseau.

Je suis bien d'accord avec tout ça, mais là c'est le coût marginal qui compte.

Si à l'instant t tu as besoin d'un MW supplémentaire, tu vas l'acheter au moins cher. Et pour les EnR c'est 0.

 

Ah, et pour le pompage, c'est effectivement pas une grosse proportion, comme on peut le voir ici :

https://www.rte-france.com/eco2mix/la-production-delectricite-par-filiere

(c'est la partie violette foncée sous le 0)

Modifié le 24 février par Delbareth

[Boule75]

il y a 42 minutes, ksimodo a dit :

je ne sais pas combien ça pèse dans le mix français, mais on doit frôler la virgule.

Et @Delbareth : je n'ai pas dû être bien clair. Si vous regardez dans le lien fourni par Delbareth aujourd'hui vers 14:00 par exemple, EDF a déclenché du turbinage jusqu'à 2.7GW sans être obligé arrêter la ou les les centrales au gaz produisant de l'ordre de 2GW. Ca a permis de retrancher du réseau ces 2,7GW surnuméraires sans arrêter les centrales nucléaires, à gaz ou le reste des sources moins réactives.

Leurs courbes de longue période sur les dernières semaines indiquent des crêtes de turbinage consommant jusqu'à 3,5GW, j'ignore quelle est la capacité totale. C'est à la fois du stockage et, si c'est assez réactif, un moyen d'équilibrer le réseau en retranchant utilement les excédents temporaires.

[g4lly]

il y a une heure, Delbareth a dit :

Si à l'instant t tu as besoin d'un MW supplémentaire, tu vas l'acheter au moins cher. Et pour les EnR c'est 0.

Ce n'est pas du tout comme cela que fonctionne le marché de l'électricité.

Le gros de la consommation est programmées et acheté à terme très en avance.

Seule une petite partie est proposé sur le marché spot moins de 5%.

Concernant le teneur du réseau pareil c'est très compliqué il y a tout un tas d'obligations de réserve, obligations qui sont facturés aux utilisateurs du réseaux.

Pour les EnR France le subventionnement est associé à des prix de rachat négocié au début du projet. En gros le prix de rachat est hors marché l'état perd du fric si le orix de marché est sous le prix de rachat et en gagne autrement.

Donc aucun probleme de cout marginal pour le non pilotable seule la production compte.

Pour le renouvelable pilotable c'est différent mais c'est monopolisé par le teneur du réseau pour le besoin d'équilibrage souvent. Il n'y a pas tant que ca de moyens faible latence que ca.

[ksimodo]

il y a 5 minutes, g4lly a dit :

En gros le prix de rachat est

............les français veulent savoir !!!! 

@Boule75 un turbinage ce samedi à 14H00 avec une météo moyenne c'est un pur effet d'aubaine. Ca se prend mais celà ne change pas grand chose, celà veut dire que l'élec déborde. On ne l'aurait pas eu, la centrale nuk travaillerait à 55% de sa P max au lieu de 50 % ( c'est pour l'exemple ) et en fait les couts fixes sont identiques. Donc ça se prend, mais avant d'aller raser les quarts de poil de mollets de fourmis il y a des ordres de grandeurs qui passent devant. 

Je rajouterait en étant cynique si on fait du turbinage, celà correspond aussi on tout est au vert donc EDF vend de l'élec "verte" aux fournisseurs verts. La vaste blague. 

[Delbareth]

il y a 24 minutes, g4lly a dit :

Ce n'est pas du tout comme cela que fonctionne le marché de l'électricité.

Le gros de la consommation est programmées et acheté à terme très en avance.

Seule une petite partie est proposé sur le marché spot moins de 5%.

Concernant le teneur du réseau pareil c'est très compliqué il y a tout un tas d'obligations de réserve, obligations qui sont facturés aux utilisateurs du réseaux.

Pour les EnR France le subventionnement est associé à des prix de rachat négocié au début du projet. En gros le prix de rachat est hors marché l'état perd du fric si le orix de marché est sous le prix de rachat et en gagne autrement.

Donc aucun probleme de cout marginal pour le non pilotable seule la production compte.

Pour le renouvelable pilotable c'est différent mais c'est monopolisé par le teneur du réseau pour le besoin d'équilibrage souvent. Il n'y a pas tant que ca de moyens faible latence que ca.

Oui je parlais effectivement du marché spot.

J'ignorais qu'il ne faisait que 5%. Néanmoins, quand on dépasse de quelques pourcents la prévision (donc ça chiffre vite en GW), c'est bien le marché spot et donc bien les coûts marginaux qui importent, non ?

[g4lly]

Le turbinage est une obligation du teneur du réseau pour recharger les moyens de pilotage faible latence.

Les exigences associées au teneur du réseau sont très importante. Il doit garantir à chaque instant une réserve de puissance injectable à tres courte, courte, et faible latence donc négocié avec les producteurs des réserves immédiatement disponibles, services qui se factures tres cher.

Recharger un STEP est donc une mesure de bonne gestion indispenble à la tenu du réseau. On le fait par précaution des qu'on peut.

Les STEP ont la latence la plus faible et sont les plus pilotable, element du reseau. On les charge et decharge a l'envie. Le defaut la faible capacité. D'ou le rechargement prioritaire.

Les barage ne sont pas aussi souple puisqu'on ne les charge pas a l'envie... Par contre le rechargement est gratuit et la capacité est importante.

[g4lly]

il y a 11 minutes, Delbareth a dit :

Oui je parlais effectivement du marché spot.

J'ignorais qu'il ne faisait que 5%. Néanmoins, quand on dépasse de quelques pourcents la prévision (donc ça chiffre vite en GW), c'est bien le marché spot et donc bien les coûts marginaux qui importent, non ?

Oui et non. Pour les EnR France le rachat est effectué par l'état à prix fixe. Donc pour le producteur seule la production compte elle sera automaquement acheté au prix convenu au financement du projet et jamais plus ni jamais moins.

La difference va ou sort de la poche de l'état.

[Boule75]

à l’instant, g4lly a dit :

Le turbinage est une obligation du teneur du réseau pour recharger les moyens de pilotage faible latence.

Les exigences associées au teneur du réseau sont très importante. Il doit garantir à chaque instant une réserve de puissance injectable à tres courte, courte, et faible latence donc négocié avec les producteurs des réserves immédiatement disponibles, services qui se factures tres cher.

Recharger un STEP est donc une mesure de bonne gestion indispenble à la tenu du réseau. On le fait par précaution des qu'on peut.

Les STEP ont la latence la plus faible et sont les plus pilotable, element du reseau. On les charge et decharge a l'envie. Le defaut la faible capacité. D'ou le rechargement prioritaire.

Les barage ne sont pas aussi souple puisqu'on ne les charge pas a l'envie... Par contre le rechargement est gratuit et la capacité est importante.

Est-ce parfois utilisé pour éviter d'avoir à baisser la production de quelques tranches nucléaires ?

[g4lly]

il y a 10 minutes, Boule75 a dit :

Est-ce parfois utilisé pour éviter d'avoir à baisser la production de quelques tranches nucléaires ?

Je ne pense pas. C'est tellement important d'avoir des STEP plein qu'on fait tout pour qu'il le reste.

Les CNPE c'est essentiellement une production base qui n'interagit pas avec les moyens pointe. C'est deux mondes a par sur le réseau.

Si vraiment tu as trop d'énergie pour la stabilité réseau, tu peux bêtement courtcircuiter ton réseau HT pour faire chauffer les cables et dissiper le trop plein, c'est classique en hiver. Ca regle aussi les probleme de givre ou gel sur les cables.

Ce qu'il faut comprendre c'est que la tenue du réseau passe bien avant les petits soucis de rentabilité ou de production. Maintenir un réseau c'est compliqué et très exigents en moyens. Encore plus quand les utilisateurs sont libre de soutirer de la puissce à l'envie.

[ksimodo]

il y a 14 minutes, Boule75 a dit :

Est-ce parfois utilisé pour éviter d'avoir à baisser la production de quelques tranches nucléaires ?

c'est une question de prévisions, au sens large. Prévisions de pluvio à venir, état du niveau actuel, etc....

Un bassin hydro plein avant l'été, avant un pic de froid hivernal, avant un automne pluvieux en zone consacré.....

 

Pour ce qui est du marché spot, on pourrait regrette que son importance dans la fixation du prix soit encore au delà de son importance réelle, mais l'élec n'est pas un cas isolé. 

Si un prix à 1 euro spot le kWh explose le prix de base sortie centrale à 0.07 euros ( par exemple ) et que donc, une faible proportion fasse monter le prix de manière significative, celà l'explique PAS qu'on puisse décemment proposer 1 euro le kWh au boulanger en contrat marché libre ( même s'il a été libre de jouer et de gagner 3% sur sa facture qq années, il a une sorte de punition méritée et une petite branlée de temps en temps àa remet les idées en place ). 

Les marchés de commodités réagissent dans l'ensemble de la même manière. Les dernires % les plus marginaux tendent à fixer le prix moyen global, à la hausse OU à la baisse. Par exemple en céréales ( c'est d'actualité ) ou le prix MONDE suit de prés les exports Ru d'abord et Ukr ensuite en blé, alors qu'au fond ils ne font "que" subvenir à 5 ou même pas 10 % du besoin global ( j'ai pas calculé, désolé pour ce qui restera un ordre de grandeur ).

[Delbareth]

Il y a 10 heures, ksimodo a dit :

Pour ce qui est du marché spot, on pourrait regrette que son importance dans la fixation du prix soit encore au delà de son importance réelle, mais l'élec n'est pas un cas isolé. 

Si un prix à 1 euro spot le kWh explose le prix de base sortie centrale à 0.07 euros ( par exemple ) et que donc, une faible proportion fasse monter le prix de manière significative, celà l'explique PAS qu'on puisse décemment proposer 1 euro le kWh au boulanger en contrat marché libre ( même s'il a été libre de jouer et de gagner 3% sur sa facture qq années, il a une sorte de punition méritée et une petite branlée de temps en temps àa remet les idées en place ). 

Les marchés de commodités réagissent dans l'ensemble de la même manière. Les dernires % les plus marginaux tendent à fixer le prix moyen global, à la hausse OU à la baisse. Par exemple en céréales ( c'est d'actualité ) ou le prix MONDE suit de prés les exports Ru d'abord et Ukr ensuite en blé, alors qu'au fond ils ne font "que" subvenir à 5 ou même pas 10 % du besoin global ( j'ai pas calculé, désolé pour ce qui restera un ordre de grandeur ).

Encore une fois je crois (attention opinion de pas expert) que c'est inhérent au principe d'un marché type électricité, où tu ne sais pas qui est le dernier acheteur (peut-être y a-t-il d'autres marché similaire mais je doute).

À l'instant t tu as besoin de 50 GW (dont certains déjà prévus de longue date mais passons), et tu les fournis. À t+1 tu as besoin de 51 GW car quelques millions de M. Durand ont allumé leur télé. Pour fournir ce GW supplémentaire, tu regardes le moins cher et c'est par exemple du gaz, qui est par construction plus cher que ce que tu avais avant (puisque tu prend du moins cher au plus cher). Mais tu ne peux pas facturer ce gaz plus cher juste pour les télé allumées, car il n'y a pas de lien "d'historique" entre le GW supplémentaire et les télés. C'est pas premiers arrivés premiers servis. Donc ça renchérit le coût pour tout le monde.

Tu pourrais décider de faire une moyenne, un peu plus haute avec le GW de gaz que sans, mais bien plus basse que le prix de cette centrale à gaz. Mais dans ce cas, la centrale à gaz est payée moins chère que ce qu'elle coûte, donc ça va pas non plus.

J'imagine qu'on peut trouver des systèmes compensatoires, mais je pense que c'est pour ça que c'est compliqué, et que le système le plus simple est en place jusqu'à présent.

[ksimodo]

Il y a 2 heures, Delbareth a dit :

 tu ne sais pas qui est le dernier acheteur

Tu pourrais décider de faire une moyenne, un peu plus haute avec le GW de gaz que sans, mais bien plus basse que le prix de cette centrale à gaz. Mais dans ce cas, la centrale à gaz est payée moins chère que ce qu'elle coûte, donc ça va pas non plus.

Sur les commodités en général, tu ne sais pas qui est l'acheteur utilisateur ( enfin, sauf quand celui qui l'achète est un utilisateur connu comme tel - et encore ), voir même la marchandise peut être achetée / vendue 10 fois sans physiquement bouger....

Si celui qui a la centrale gaz a AUSSI la centrale nuk', genre au hasard un opérateur national unique en production, il a un prix moyen de coût et tout va bien, la centrale gaz chère fait partie du mix. Si les opérateurs sont éclatés, celui qui n'aura QUE une centrale gaz va forcément allumer sur le prix, c'est le cas de dire, puisqu'il ne sera appelé qu'en dernier recours: tout passe à s'en passer au maximum, il devient encore plus marginal. Je suis libéral ( assez ) en économie, mais là ça ne peut pas tirer vers le meilleur. Vivement qu'on pète l'ARENH et les parasites.

[wagdoox]

Le 22/02/2024 à 18:56, Patrick a dit :

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.

Perso j’aurais tendance a penser que ce reacteur pourrait servir de plancher de salue pour le secteur national. 
la remonte en competence et capacite sur l’epr 2 va etre tres complexe et difficile. Ca se fera mais pas avant 2040. L’epr est deja une catastrophe economique pour edf et pour la france. 

l’epr 2 sera logiquement en retard, aura des depassement financiers qui entrainera plus de retard et demandera une rh qui n’existe pas aujourd’hui d’ou le fait qu’on parle de 6 reacteurs et non de 14 (sans parler de l’effet de seuil). 
 

il est donc tout a fait possible que le smr permette de soulager le probleme epr 2 (sauf si lui meme a des problemes mais c’est moins probable). 

On pourrait arriver au 14 epr2 en 2050, il y aura aussi un probleme de remplacement des reacteurs d’anciennes generations. Là encore le smr pourrait contribuer. et puis les iles. ca coutera plus cher qu’une solution epr2 (et encore on connait pas les couts) mais ca coutera moins cher que les rationnements en elec. surtout avec l’explosion de la demande a venir. 

[Patrick]

il y a 58 minutes, wagdoox a dit :

Perso j’aurais tendance a penser que ce reacteur pourrait servir de plancher de salue pour le secteur national. 
la remonte en competence et capacite sur l’epr 2 va etre tres complexe et difficile. Ca se fera mais pas avant 2040. L’epr est deja une catastrophe economique pour edf et pour la france. 

l’epr 2 sera logiquement en retard, aura des depassement financiers qui entrainera plus de retard et demandera une rh qui n’existe pas aujourd’hui d’ou le fait qu’on parle de 6 reacteurs et non de 14 (sans parler de l’effet de seuil). 
 

il est donc tout a fait possible que le smr permette de soulager le probleme epr 2 (sauf si lui meme a des problemes mais c’est moins probable). 

On pourrait arriver au 14 epr2 en 2050, il y aura aussi un probleme de remplacement des reacteurs d’anciennes generations. Là encore le smr pourrait contribuer. et puis les iles. ca coutera plus cher qu’une solution epr2 (et encore on connait pas les couts) mais ca coutera moins cher que les rationnements en elec. surtout avec l’explosion de la demande a venir. 

Dieu t'entende. Mais je ne suis pas optimiste.

[Benoitleg]

Petit détail savoureux en lisant une synthèse de l'audit réalisé par Jean-Martin Folz sur les dysfonctionnements du chantier de l'EPR : 

"De plus, de 2006 à 2015, la direction d'EDF ne dispose pas de chef de projet attitré au développement de l'EPR, et les chefs de projet nommés se voient assigner d'autres responsabilités parallèles. Ce n'est qu'en 2015 qu'un véritable directeur de projet à temps plein est désigné."

https://fr.wikipedia.org/wiki/Evolutionary_Power_Reactor_2_-_EPR_2

[Boule75]

Il y a 8 heures, Benoitleg a dit :

Petit détail savoureux en lisant une synthèse de l'audit réalisé par Jean-Martin Folz sur les dysfonctionnements du chantier de l'EPR : 

"De plus, de 2006 à 2015, la direction d'EDF ne dispose pas de chef de projet attitré au développement de l'EPR, et les chefs de projet nommés se voient assigner d'autres responsabilités parallèles. Ce n'est qu'en 2015 qu'un véritable directeur de projet à temps plein est désigné."

https://fr.wikipedia.org/wiki/Evolutionary_Power_Reactor_2_-_EPR_2

Comment est-ce seulement concevable sur des projets se chiffrant en milliards ?

[Titus K]

Une image de l'enfer" : à l'intérieur des réacteurs nucléaires britanniques - en images

Armé d'un compteur Geiger, Michael Collins a eu accès à de nombreuses centrales nucléaires à travers le Royaume-Uni. Il les a trouvées tranquilles, belles et sinistres.

https://www.theguardian.com/artanddesign/gallery/2024/feb/21/a-picture-of-hell-inside-the-uks-nuclear-reactors-in-pictures

Révélation

[Delbareth]

Le 26/02/2024 à 18:15, Titus K a dit :

Armé d'un compteur Geiger, Michael Collins a eu accès à de nombreuses centrales nucléaires à travers le Royaume-Uni. Il les a trouvées tranquilles, belles et sinistres.

Ah bin oui si tu enlèves tous les gens, ça fait sinistre

 

Sinon :

Nucléaire : Emmanuel Macron prolonge l'usine de La Hague jusqu'en 2100

https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-la-poursuite-du-retraitement-du-combustible-validee-jusquen-2100-2078926

Le conseil de politique nucléaire réuni à l'Elysée ce lundi a validé la perspective d'investissements majeurs à La Hague, pour prolonger la durée de vie des installations, voire les renouveler. Le choix du site dédié au premier prototype de réacteur SMR français est, lui, reporté à l'automne.

L'usine de la Hague, opérée par Orano et chargée d'entreposer et de recycler une partie du combustible nucléaire utilisé dans les centrales françaises, a encore de beaux jours devant elle. 

Selon nos informations, le conseil de politique nucléaire réuni ce lundi à l'Elysée et présidé par Emmanuel Macron a validé la poursuite du retraitement et du recyclage du combustible nucléaire en France, pour les nouveaux réacteurs qui doivent être construits d'ici à 2040-2045. Leur durée de vie minimale étant de 60 ans, la France se projette ainsi jusqu'à 2100…

Des « investissements importants » à La Hague

Cette stratégie ne fait pas consensus dans les pays adeptes du nucléaire. La politique de la France est toutefois justifiée par le modèle dit du « cycle fermé », selon lequel les combustibles utilisés par les centrales françaises seraient traités puis recyclés pour être réutilisés. A l'origine, se trouve l'espoir initial de la filière nucléaire française de lancer une quatrième génération de réacteurs fonctionnant au plutonium. Espoir douché par l'arrêt du projet de construction du démonstrateur industriel de réacteur à neutrons Astrid, en 2018.

« Le conseil a confirmé les grandes orientations de la politique française sur l'aval du cycle combinant le retraitement, la réutilisation des combustibles usagés et la fermeture du cycle. Et dans cette perspective, le site de La Hague fera l'objet d'investissements importants », indique une source proche des pouvoirs publics qui ne précise pas les montants en jeu, ni les modalités de financements prévus. Comme pour la relance du nucléaire, on parle là de montants pouvant atteindre plusieurs dizaines de milliards d'euros.

Lancée à la fin des années 1970, l'usine de La Hague opérée par Orano est dédiée aux activités de retraitement et de recyclage de combustible, générant ainsi un peu plus de 4.000 emplois dans le Cotentin. Elle arrivera de fait en fin de vie d'ici à 2040.

Le sujet a été mis sur la table régulièrement par le président de l'ASN, Bernard Doroszczuk, qui a plaidé auprès des pouvoirs publics pour, cette fois, anticiper. « Dans la nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie, il faudra se poser la question de la poursuite ou non du retraitement des combustibles usés en France. Si c'est le cas, il faudra réaliser un grand carénage des installations du traitement du cycle du combustible d'Orano qui vieillissent. Et si ce n'est pas le cas, il faudra trouver des solutions de stockage », avait-il mis en garde au Sénat mi-2022.

L'avenir du site de Melox

Se posera aussi la question de l'avenir du site opéré par Orano à Melox (Gard), qui fabrique des assemblages de combustibles Mox élaborés à partir d'oxydes d'uranium et de plutonium, issus de combustibles usés - le fameux combustible recyclé, puisque cette usine, qui emploie environ 900 personnes, arrivera aussi en fin de vie d'ici à 2040.

Pour l'instant, le sujet n'est pas tranché mais, chez Orano, certains font valoir la logique de rassembler les activités sur un même site. « On est confronté à des transports de plutonium complexe sur plus de 1.000 kilomètres qui nécessitent des convois de gendarmerie », rappelle un expert.

Comme prévu, le conseil de politique nucléaire s'est aussi penché sur les petits réacteurs innovants (SMR). Aucune décision n'a toutefois été prise sur le lancement d'un réacteur prototype sur le site de Marcoule, comme attendu par les acteurs de la filière. EDF, avec son réacteur Nuward faisait figure de grand favori.

« Nous ne sommes pas encore à l'heure du choix du site », fait valoir une source. Le sujet devrait à nouveau être à l'agenda du prochain conseil de politique nucléaire, annoncé pour l'automne prochain.

Modifié le 27 février par Delbareth

[Titus K]

Pays-Bas

La Chambre basse veut quatre grandes centrales nucléaires au lieu de deux

https://nos.nl/artikel/2511577-tweede-kamer-wil-vier-grote-kerncentrales-in-plaats-van-twee
 

La Chambre basse souhaite que le cabinet fasse des plans pour construire quatre grandes centrales nucléaires au lieu de deux. Une majorité a voté en faveur d'une motion présentée par le député VVD Silvio Erkens.

L'énergie nucléaire est considérée comme une source d'énergie propre, car les centrales nucléaires émettent peu de CO2. Par ailleurs, l'énergie éolienne et l'énergie solaire ne suffisent pas à répondre à la demande énergétique des Pays-Bas. C'est pourquoi une large majorité des députés PVV, VVD, BBB, Denk, Volt, CDA, ChristenUnie, SGP, FvD et JA21 estiment qu'il faut investir davantage dans l'énergie nucléaire.

Selon la proposition, les deux centrales nucléaires supplémentaires devraient pouvoir commencer à fournir de l'énergie à partir de 2040. La Chambre ne se prononce pas sur leur emplacement. Le cabinet a été chargé d'étudier cette question.

Le cabinet actuel a décidé fin 2022 de construire deux nouvelles grandes centrales à Borssele. Avec une approche accélérée, elles pourraient être prêtes d'ici 2035. Ces centrales devraient fournir 9 à 13 % de l'électricité totale.

 

 

Du tabou au sujet populaire
Au cours de la campagne électorale, on a déjà pu constater que de plus en plus de partis politiques optent pour l'énergie nucléaire au lieu de désigner de nouveaux parcs éoliens. Le sujet n'est plus tabou et le député VVD Erkens a même parlé d'une "renaissance du nucléaire".
Rob Jetten, leader du D66, a annoncé lors de la campagne que son parti n'était plus un farouche opposant à l'énergie nucléaire, mais qu'il la considérait au contraire comme l'une des solutions au problème climatique.
M. Jetten prépare la construction de deux grandes centrales nucléaires pour le compte du cabinet sortant. Son parti a d'ailleurs voté aujourd'hui contre la construction de deux nouvelles centrales. C'est ce que le parti pense être du ressort d'un nouveau cabinet.

 

Soutien

Borssele a été choisi parce qu'il y existe déjà une centrale nucléaire et qu'il bénéficie du soutien de la population, des municipalités environnantes et de la province de Zélande. .

Eemshaven a été retiré de la liste des sites possibles, notamment en raison des conséquences de l'extraction du gaz et du manque de soutien. Quant à la Maasvlakte, qui était également envisagée, le cabinet sortant souhaite la réserver à des usines d'hydrogène.

Il appartiendra au prochain gouvernement de décider si ces sites seront à nouveau envisagés pour les deux centrales nucléaires supplémentaires.

[Titus K]

COMMISSION DU DÉVELOPPEMENT DURABLE : GOUVERNANCE DE LA SÛRETÉ NUCLÉAIRE ET DE LA RADIOPROTECTION POUR RÉPONDRE AU DÉFI DE LA RELANCE DE LA FILIÈRE NUCLÉAIRE 

https://videos.assemblee-nationale.fr/video.14738827_65e739765cff1.commission-du-developpement-durable--gouvernance-de-la-surete-nucleaire-et-de-la-radioprotection-po-5-mars-2024

https://videos.assemblee-nationale.fr/video.14745774_65e77edbd005c.commission-du-developpement-durable--gouvernance-de-la-surete-nucleaire-et-de-la-radioprotection-po-5-mars-2024

https://videos.assemblee-nationale.fr/video.14755988_65e8752d19de9.commission-du-developpement-durable--gouvernance-de-la-surete-nucleaire-et-de-la-radioprotection-po-6-mars-2024

https://videos.assemblee-nationale.fr/video.14764418_65e8cf39419d5.commission-du-developpement-durable--gouvernance-de-la-surete-nucleaire-et-de-la-radioprotection-po-6-mars-2024

[Titus K]

La France présente des plans de recyclage nucléaire à long terme

https://www.world-nuclear-news.org/Articles/France-confirms-long-term-recycling-plans

Le ministre de l'Économie, des Finances, de la Souveraineté industrielle et du Numérique, Bruno Le Maire, a annoncé la décision de poursuivre la stratégie française de traitement-recyclage des combustibles nucléaires usés au-delà de 2040, en prévoyant de prolonger la durée de vie des usines de recyclage existantes et de lancer les études pour une nouvelle usine de fabrication de combustible MOX et une nouvelle usine de traitement des combustibles usés.

Cette annonce a été faite lors d'une visite du ministre Le Maire et du ministre délégué à l'industrie et à l'énergie Roland Lescure sur le site de recyclage d'Orano à La Hague, quelques jours après que le Conseil de politique nucléaire français a déclaré le 26 février que le pays poursuivrait sa stratégie de fermeture du cycle du combustible nucléaire.

M. Le Maire a annoncé trois mesures qui seront prises pour atteindre cet objectif : un programme de durabilité/résilience prolongeant la durée de vie des usines de recyclage de La Hague et de Melox au-delà de 2040 ; le lancement d'études pour une nouvelle usine de fabrication de combustible MOX sur le site de La Hague ; et le lancement d'études pour une nouvelle usine de traitement des combustibles usés, également sur le site de La Hague, à l'horizon 2045-2050.

"Une nouvelle page de l'histoire du nucléaire français est sur le point de s'ouvrir. Le temps des grands projets nationaux est revenu et la filière nucléaire a un rôle central à jouer", a déclaré M. Le Maire lors de sa visite à La Hague.

Dans un billet sur X, M. Le Maire a déclaré que la visite des deux ministres à La Hague constituait un signal fort. "Grâce à cette stratégie, nous réduirons à terme le volume des déchets nucléaires de 75 %", a-t-il déclaré. "Notre message est clair : le nucléaire occupe une place centrale dans la décarbonisation de notre économie, le renforcement de notre souveraineté énergétique et la réindustrialisation de notre pays".

Nicolas Maes, PDG d'Orano, a déclaré que ces annonces prévoyaient des investissements importants pour le site de La Hague. "Le traitement-recyclage est l'un des pôles d'excellence de l'industrie française. Il représente un savoir-faire maîtrisé depuis une cinquantaine d'années dans nos usines et dont tous les salariés du groupe peuvent être fiers", a-t-il déclaré.

Dès le début de son programme nucléaire, la France a choisi de poursuivre un cycle fermé du combustible, en retraitant le combustible nucléaire usé pour récupérer l'uranium et le plutonium en vue de leur réutilisation. Le retraitement et le recyclage du combustible de cette manière permettent également de réduire considérablement l'activité et le volume des déchets radioactifs devant être éliminés.

Dans le modèle français, les matières réutilisables, qui représentent environ 96 % du combustible usé, sont séparées à La Hague. Le plutonium récupéré lors de ce traitement est réutilisé dans les combustibles MOX (oxyde mixte) fabriqués par Orano à l'usine Melox. Aujourd'hui, environ 10 % de l'électricité nucléaire en France est issue du recyclage de matières sous forme de combustibles MOX, précise Orano, et ce chiffre peut atteindre 25 % et près de 40 % si les combustibles MOX usés sont davantage recyclés.

Seul le plutonium récupéré à partir du combustible traité est actuellement utilisé dans le MOX. L'uranium de retraitement - ou RepU - peut être ré-enrichi pour être utilisé comme combustible dans les réacteurs à eau légère existants. Quatre des réacteurs français - à l'usine de Cruas-Meysse en Auvergne-Rhône-Alpes - sont certifiés pour utiliser ce type d'uranium. En février, Cruas 2 est devenu le premier de ces réacteurs à fonctionner avec un cœur complet de combustible fabriqué à partir d'uranium recyclé.

Modifié le 8 mars par Titus K