Le nucléaire L'état du parc nucléaire en France n'est pas aussi bon qu'attendu ...
Il faut du temps pour construire des centrales nucléaires. Avec la montée en puissance des pompes à chaleur ...
Nous sommes coincés.
Si on ajoute les voitures électriques ... nous sommes cuits!
Intox ou réalité ? Et voila après les augmentations importantes pour les petits consommateurs (>50% pour 3Kw), pour cause d'économies d'énergie et manque à gagner pour EdF, on nous annonce maintenant des délestages....C'est pour nous préparer à quelques tranches EPR supplémentaires ou turbine à gaz ou LFC à charbon, ou éoliennes....Vivement les logements basse consommation, alors que les promoteurs construisent encore des immeubles avec des convecteurs électriques, et que dire des ampoules fluo sensées économiser quelques watt dont on nous vante les mérites...Heureusement l'Allemagne construit de belles centrales au lignite (qui crachent à tout va) pour nous aider....
Sans aller cher les autres sans aller jusqu'en allemagne... En France, on sponsorise le développement de centrales thermqiues de pointes en totale contradiction avec la Raison. pour exemple la centrale de Vaires sur Marne, charbon, gaz et maintenant fuel lourd dans le bassin parisien qui avait surement besoin de ça...
Et parrallement a cela, l'état ralenti le developpement des solutions alternatives: éolien et photovoltaique... il faut 6mois a l'une et l'autre pour passer du stade chantier au stade raccordé au réseau.... on est dans le réactif et le raisonnable. Biensur le curatif serait de banir les gouffres energetiques, mais qui va interdire l'usage de tel ou tel matériel... qui se sent le courage d'un totalitarisme écolo? certainement pas ceux qui pas leur mandat a préparer leur rééléction...
Le nucléaire est une production massive sans gestion de pointe a court terme. Gonfler sa production serait accepter cette surconsommation energetique et minimisr les riques qui vont avec...
Cet hiver achetez vous un pull !!!
C'est bien réel... Au moins, on ne pourra pas taxer Enerzine de verser dans le sensationnel. Le titre de l'article attire l'attention sur le fait que "la France pourrait importer de l'électricté", chose devenue somme toute anodine depuis quelque temps : il suffit d'aller sur le site de RTE ( http://clients.rte-france.com/lang/fr/v ? _bilan.jsp) pour voir que la France a importé jusqu'à 3.000 MW pendant la vague de froid de janvier dernier, jusqu'à 4.000 MW au début juillet, et même (ce qui me semble être un record) 7.431 MW le 19 octobre à 13 heures. Il y a bien sûr de quoi froisser l'ego de ceux qui mesurent la grandeur de la France à ses exportations d'électricité. Il va falloir dire merci à nos amis allemands qui vont émettre beaucoup de CO2 en faisant tourner leurs centrales charbon pour nous envoyer des MW (qu'ils nous font payer bien cher à certains moments : voir la facture de 50 millions d'Euros pour la période 8 heures - midi du 19 octobre). Mais au fond, il n'y a rien d'absolument dramatique là-dedans. Après tout, si les réseaux électriques européens sont interconnectés, c'est bien pour faire jouer la solidarité entre systèmes, celui qui traverse une mauvaise passe pouvant être secouru par ses voisins. Ce qui me paraît plus gênant, c'est le risque de coupure s'il arrive une vague de froid de 7 ou 8°C sous les normales (plutôt moins sévère que ce qu'on a connu en Janvier dernier, si je ne m'abuse). C'est d'ailleurs sous cet angle là que Les Echos et d'autres journaux ont traité l'étude du passage de l'hiver de RTE. On nous dit que l'électricité est devenue un bien vital pour nos sociétés ; et on risque devoir s'en passer parce que ce bien si précieux est utilisé à faire de la chaleur dans des convecteurs, alors qu'il y a tant d'autres moyens de se chauffer ????
Prévisions Pour Irisyak :
Etes vous certain que l'éventuel problème de l'hiver prochain est du à une prévision à la baisse de la disponibilité du parc nucléaire ?
Lisez bien les informations diffusées sur le site de RTE vous y trouverez quelques réponses chiffrées.
Pour Jeff_Carca :
C'est bien de dire : "Le nucléaire est une production massive sans gestion de pointe à court terme", le prouver c'est mieux.
Et en France, c'est pas évident, car compte tenu de la taille du parc, le nucléaire peut aider en hiver à la gestion des pointes à hauteur de 3 à 6 GW au cours d'une journée. Cela correspond aujourd'hui à une capacité supérieure à la puissance éolienne installée... qui elle est fatale.
@ dan 1 : des questions sur les questions Sur celle à irisyak : que faut-il voir sur le site de RTE ? Personnellement, dans la note sur le passage de l'hiver, j'ai lu "la disponibilité prévisionnelle du parc de production français pour l'hiver 2008-2009 est en très net retrait par rapport à celle de l'hiver dernier". A la page http://clients.rte-france.com/lang/fr/v … D_trim.jsp du site de RTE, je vois des prévisions de puissance nucléaire disponible bien inférieures à celles publiées en semaine 44 ou 45 de 2008 (que j'avais gardées - il est vrai que ces prévisions pour novembre et décembre se sont dégradées semaine après semaine, espérons qu'il n'en ira pas de même cette année). Qu'ai je raté ? Sur celle à Jeff_carca : que faut-il comprendre par "en France, le nucléaire peut aider à la gestion des pointes à hauteur de 3 à 6 GW" ? Les jours où il ne fait pas très froid, le nucléaire baisse en creux de nuit, parfois jusqu'à 6 GW (mais c'est rare), parce qu'il n'y a plus rien d'autre à baisser, et remonte en journée, quand la demande augmente. Mais les jours où il ne fait pas très froid, on est loin de la pointe annuelle, même à 19 heures. Le 7 janvier 2009, jour du dernier record de consommation en date, je vois, dans les données de production réalisées de RTE, que le nucléaire était à 58920 MW entre 2 et 3heures, et qu'il a produit un maximum de 59581 MW entre 10 et 11 heures : ça fait 600 MW d'écart (très vraisemblablement explicables par la participation au réglage secondaire), pas 3000. Où fais-je erreur ?
Réponse 1 Je reprends ma question :
Pour Irisyak :
Etes vous certain que l'éventuel problème de l'hiver prochain est du à une prévision à la baisse de la disponibilité du parc nucléaire ? Ce qu'il faut regarder sur le site de RTE est ceci :
http://clients.rte-france.com/lang/fr/v … D_trim.jsp Sur cette courbe prévisionnelle, on voit que le parc nucléaire (qui n'est pas très disponible actuellement) va parvenir à une disponibilité de 96 % début janvier (60 397 MW sur 63 000 installés) et va même monter à 97,8 % (61 606 MW) les semaines 5 et 6 fin janvier.
Conclusion, si il existe une tension forte en janvier ce n'est pas à cause de mauvaise prévision concernant le nucléaire.
Il est à noter que cette disponibilité prévue en semaine 1 à 3 (60 400 MW) est supérieure à la puissance maximale réalisée par le nucléaire début janvier 2009 au plus fort de la crise (59 347 MW à 19h00 le 7 janvier). La disponibilité maximale prévue en semaine 5 et 6 (61 600 MW) est supérieure au maximum réalisé par le nucléaire pendant l'hiver 2008-2009 (60 701 MW le 12 janvier à 18h00).
http://clients.rte-france.com/lang/fr/v … oixjour=12 Question : qui est donc responsable du risque annoncé ?
PS : en semaine 44 et 45 nous ne sommes pas encore en hiver... mais en automne.
Réponse 2 Je reprends mon intervention :
Pour Jeff_Carca :
C'est bien de dire : "Le nucléaire est une production massive sans gestion de pointe à court terme", le prouver c'est mieux. Pour illustrer le propos je vais redonner le lien vers un article de Claude Acket sur le site de Sauvons le climat :
http://sauvonsleclimat.org/new/spip/IMG … reseau.pdf On voit déjà qu'il n'existe pas d'impossibilité technique pour le parc nucléaire de moduler sa puissance tant que cela reste dans des limites de vitesse et d'amplitude raisonnables. Et d'ailleurs le parc module bien sa puissance à l'échelle de la journée et de la semaine (à l'échelle de l'année s'ajoutent les arrêts de tranches).
Maintenant que constate-t-on concrétement en hiver sur le site de RTE :
http://clients.rte-france.com/lang/fr/v … uction.jsp Il faut afficher le 11 janvier et sélectionner uniquement la courbe nucléaire.
On voit alors que la puissance a varié de 58 101 MW à 5h00 à 60 664 MW à 21h00. Il y a donc eu une augmentation de 2 553 MW (+ 4,4 %) en 16h00.
Vous pouvez aussi regarder le 15 janvier 2009 et aussi le 07 janvier 2008 (variation de 6 120 MW entre 4 heure et 9 heure).
Seulement, le nucléaire a un gros problème comme tous les autres systèmes : quand il débite au maximum de la puissance disponible... il ne peut plus augmenter ! et donc il ne peut plus effacer les pointes tout seul. Il le pourrait avec un parc de 85 GW + de l'hydraulique.
Finalement on a peut être pas assez de nucléaire !!
Vu l'énormité des couts du nucléaire, construire un réacteur atomique pour ne l'utiliser que 2000 heures par an (ce que vous proposez), ferait hurler de rire n'importe quel économiste d'EDF comme le rappelle Benjamin Dessus... "? ou bien on accepte de payer le kWh de chauffage à des prix suffisamment élevés pour rentabiliser des centrales nucléaires quelques milliers d?heures par an. Mais quand on sait (on l?a récemment appris d?EDF elle même) que le kWh nucléaire des nouvelles centrales EPR coûtera déjà au moins 5,5 centimes d?euro contre 4,3 initialement prévus pour un fonctionnement continu de 8760 heures par an (et de l?ordre de 3,5 ct pour les centrales actuelles partiellement amorties), on peut s?attendre à des factures d?électricité de chauffage au moins deux fois plus chères qu?aujourd?hui, autour de 20ct d?euro par kWh. Mais payer 20 ct d?euro le kWh d?électricité pour se chauffer c?est l?équivalent de payer le fioul de sa chaudière sur la base d?un pétrole à 300 $ le baril !" http://www.global-chance.org/spip.php?article109http://www.global-chance.org/spip.php?article112 Et pendant les plus de 10 ans qu'il faudra pour construire ces centrales vous proposez quoi comme solution ? On fait comme en Afrique avec des délestages périodiques par quartiers ?
Reprenons le document de départ, l'analyse de l'hiver 2008/09 par RTE : ce sont novembre et décembre qui apparaissent plus critiques que l'an dernier, la situation se normalisant progressivement en janvier.
Je suppose que l'analyse RTE a été faite dans la dernière semaine d'octobre, sur la base des prévisions moyen terme affichées vendredi 23 octobre 2009 (fin de semaine 43) sur le site de RTE. Ces prévisions portaient sur les semaines 45 de 2009 à 3 de 2010 ; elles ont été écrasées le vendredi 30 octobre, je rappelle ici celles relatives au nucléaire, pour les semaines 46 à 51 incluses (en MW) : 51 790 / 52 373 / 53 263 / 58 029 / 59 472 / 59 822
Je rappelle ensuite les mêmes prévisions faites le 24 octobre 2008 (qui ont du servir à l'analyse du passage de l'hiver 2008/09) pour les semaines 46 à 51 incluses de 2008 : 54 603 / 56 309 / 57 882 / 58 080 / 61 502 / 61 586
Bilan : en 2009, par rapport à l'année précédente, le déficit prévisionnel de puissance nucléaire est de : 2 813 / 3 936 / 4 619 / 51 / 2 030 / 1 764
Il est intéressant de regarder ce qui s'est passé l'an dernier pour la semaine 50. En semaine 43 (fin octobre), on prévoyait 61 502 MW, en hausse de 3 400 MW sur la semaine précédente (c'est à dire 3 400 MW de groupes terminant leur arrêt entre les deux semaines). Au fil du temps, cette prévision a été revue à la baisse, jusqu'à 59 123 MW affichés sur le site de RTE en fin de semaine 48 (vendredi 28 novembre). Et si l'on va même un peu plus loin, et qu'on regarde ce qui a été effectivement produit en semaine 48, on trouve un maximum de 55 400 MW, avec beaucoup de valeurs très proches du lundi 8 au jeudi 11. Conclusion : les prévisions faites fin octobre sont tout sauf des certitudes ; plus il y a de retours d'arrêts prévus une semaine donnée, plus grand est le risque que certains prennent du retard, et que la disponibilité qu'on constatera en réalité soit inférieure à la prévision.
Je pense que RTE intègre ce genre de risque dans ses analyses, ce expliquerait que, pour l'hiver à venir, on ne voit pas d'amélioration spectaculaire pour la semaine 48 (où près de 5 000 MW de retours sont attendus, selon le web), et que l'amélioration en janvier ne soit que progressive. D'ailleurs, entre les données que j'ai rappelées (celles affichées vendredi 23 octobre 2009) et celles actuellement sur le site (du 30 octobre 2009), on a déjà perdu 2 000 à 3 000 MW sur chacune des 3 semaines 49 à 51 du prochain hiver : ce pourrait être effectivement très tendu en cas de vague de froid....
Pour charbon+gaz et fioul+pointe, les écarts entre 2008/09 et 2009/10 sont minimes. Pour moi, il n'y a guère de place au doute : c'est bien la baisse de disponibilité du nucléaire qui rend "la situation nettement moins confortable que les années précédentes".
Economiste Pour Chelya :
Je ne propose pas de construire un réacteur pour l'utiliser 2000 heures par an. Car si on passe e 63 à 85 GW il faut regarder globalement la rentabilité et non pas réacteur par réacteur... c'est d'un système de production dont il s'agit.
Avec un parc de 63 GW, la France produit 420 TWh/an, le facteur de charge annuel moyen est donc de 76 % ou encore 6 667 heures équivalent pleine puissance pour les 58 réacteurs en service. Et c'est très rentable, la preuve tous les opérateurs alternatifs veulent s'abreuver au nucléaire.
Si on passe à 85 GW et que l'on produit exactement la même chose, donc 420 TWh, le facteur de charge moyen sera de 56,4 % ou encore de 4 941 heures équivalent pleine puissance. Evidemment ce serait moins rentable, sauf si on vend très bien à l'exportation dans un marché où le prix du kWh aurait tendance à grimper.
De toute façon, si on se dotait de 85 GW on produirait plus que 420 TWh puisque on pourrait alors quasiment supprimer le thermique à flamme (60 TWh). Si en plus on augmente les exportations de 30 TWh, on alors à une production de 510 TWh ce qui ferait un facteur de charge de 68,5 % ou bien 6 000 heures équivalent pleine puissance par an. Or 6 000 heures semble être actuellement une limite de compétitivité économique pour le nucléaire.
http://www.developpement-durable.gouv.f … se2008.pdf A la page 3, on voit que le nucléaire est compétitif de 6 000 heures à 8 760 heures. En revanche, hors coût de CO2, il est concurrencé par... le charbon plus compétitif entre 4 700 heures et 6 000 heures.
Seulement voilà, le charbon ne va peut être pas garder encore très longtemps cet avantage compétitif si on décide enfin de lui faire payer ses externalités négatives et notamment le CO2 émis.
Si le charbon venait à subir de fortes augmentation de coût suite à la taxe carbone et autre obligation de traiter ses déchets (et le gaz aussi à moindre échelle), le nucléaire se verrait renforcé dans sa compétitivité vers les bas facteurs de charge. Il deviendrait rentable à un peu moins de 5 000 heures. C'est à dire qu'un parc de 85 GW qui ne produirait que 420 TWh serait rentable !
De toute façon, c'est de la pure spéculation et, bien que techniquement faisable, il n'est pas forcément souhaitable d'augmenter à outrance le parc nucléaire français (d'autant que l'on va récupérer 15 TWh avec la nouvelle usine d'enrichissement de Tricastin) car c'est bien connu les EnR vont très rapidement nous permettre de supprimer le charbon, le nucléaire (excusez moi ce n'est pas dans le bon ordre) et de supprimer les pointes, le chauffage électrique et ... Qui vivra verra.
Heureusement que le nucléaire est capable de faire du suivi de charge ! et merci du lien vers "sauvons le climat", mais je n'avais pas besoin de ça pour en être convaincu.
Retour sur les exemples cités : Le lundi 7 janvier 2008 : vous dites "le nucléaire monte de 6 120 MW entre 4 heures et 9 heures" ; pour moi, je vois qu'il était à 55,4 GW la veille à 20 heures, qu'il a fallu le baisser faute de demande pendant la nuit de dimanche à lundi, et qu'il a remonté après. On a pu le baisser pendant la nuit (ce qui est déjà bien), mais on n'a pas pu le monter au-delà de sa puissance disponible ce jour-là, soit 56 GW : charbon+gaz, qui étaient à un minimum technique de 1100 MW pendant la nuit ont du grimper à plus de 5000 MW en journée pour faire face à la demande (nationale et exports), sans parler de l'hydraulique modulable.
Pour janvier 2009, je vous avais parlé du mercredi 7, jour où il a fait froid et où la production nucléaire est restée pratiquement stable, alors que la production thermique classique et les importations (c'est à dire : thermique classique à l'étranger) ont été très élevées. Vous me répondez 11 janvier, un dimanche, où il commençait déjà à faire moins froid : le nucléaire n'a eu à baisser que de 1800 MW par rapport à la veille au soir. Et s'il a remonté de 2600 MW en journée, c'est parce qu'un groupe s'est reconnecté vers 18 heures (brusque sursaut de 1500 MW entre 18 et 20 heures, écart de 1500 MW entre le dimanche et le lundi jusqu'à 18 heures, nul après) : c'est une chance qu'il soit revenu (c'en aurait été une encore plus grande qu'il n'ait pas été indisponible avant, mais le nucléaire aussi à ses intermittences... il faut faire avec), mais en aucun cas ça ne montre qu'on peut monter la puissance pour passer les pointes (pas au-delà de la capacité disponible).
Mais le plus beau reste le 15 janvier 2009 : la preuve par l'exemple est apportée que le nucléaire peut beaucoup moduler : baisser de 60,7 GW le 14 à 22 h jusqu'à 51,2 GW à 1h ; puis remonter de 49,1 GW à 17 h jusqu'à 59,0 GW à minuit. Les raisons de ce yo-yo ? Pas la demande, juste une grève de production dans les centrales EDF... Quant à la conclusion, notamment sur le nombre annuel d'heures de fonctionnement du 85ème GW, je n'ai rien à ajouter à la réponse de Chelya...
Prix du kwh où l'on voit que, quel que soit le type de centrale, plus les icoûts d'investissements sont amortis, moins le prix de revient final est élevé, mais plus le besoin de renouvellement se précise, les durées de vie n'étant pas éternelles.
Puisque les centrales nucléaires sont longues à construire, onéreuses, que personne n'en veut près de chez lui, et sachant que tous les propriétaires de chauffage électrique ont été bien contents d'avoir u chauffage pas cher (en investissement) et ne veulent pas payer plus parce que ça finit par être hors de prix à l'usage, adonques quelles solutions ?
Je n'ose pas dire changer nos comportements, donc par exemple bien moins chauffer , et c'est pourtant la seule solution efficace et peu coûteuse à court terme (sauf en achat de Damart thermolactyl à chaleur triboélectrique, comme on disait dans la réclame pour cette marque fût un temps.)
ENR , pourquoi pas, mais fabriquer et installer des centaines de milliers d'éoliennes ou de panneaux solaires, thermiques ou PV, , ça prend finalement pas mal de temps, ça consomme une énergie grise non négligeable (et si c'est de l'électricité, c'est le chien qui se mord la queue), ah non pardon, le problème est reporté sur d'autres pays, la France n'étant pas (encore?) grosse productrice de ces items;
Bon alors l'hydo élctrique, ah mais non, si ça gèle c'est pas possible...
Bon et bien les feux de bois, ça émet du CO2 (mais ça ne fait que le restituer n'est-ce pas, quoique, en attendant ça en rajoute...), ça émet des particules polluantes et dangereuses pour la santé, ça risque de déboiser mal t'à propos si les forêts ne sont pas gérées durablement, et donc de restituer également du CO2... mais c'est tellement beau et sympa que tant pis, soyons fous, consumons bûches et branches, troncs et buchettes !
Comment ? vous n'avez pas de cheminée? et comment fait le Père Noël, alors ?
Réponse 2 Evidemment, et je l'ai écrit, on ne peut pas demander à un moyen de production, quel qu'il soit de moduler sa puissance à la hausse s'il est déjà au maximum disponible !
Ce qui se passe avec le nucléaire parfois, arriverait exactement de la manière avec du thermique à flamme s'il était exploité de la même manière.
Par exemple si on dispose de 10 000 MW thermiques et que un jour d'hiver, où on produit déjà 9 500 MW avec ces centrales, on a besoin soudainement de 12 000 MW, on va pousser le parc thermique à 10 000 MW et on va aller chercher 2000 MW ailleurs (peut être nucléaire qui sait !).
Seulement, on exploite pas le thermique exactement de la même manière. Quand il est mis en réserve (c'est à dire qu'il produit peu), il peut évidemment augmenter beaucoup. C'est pareil pour l'hydraulique de lac.
Si en France, on arrive pas à augmenter suffisamment la production nucléaire en cas de grand froid, ce n'est pas à cause de la rigidité de la conduite des réacteurs, mais à cause de la position du point fonctionnement à l'instant T. Si on fait fonctionner un réacteur de 900 MW à... 900 MW, il est évident que sa seule marge de manoeuvre est une baisse de puissance et pas une hausse !
Dans l'exemple que je prenais, quand la puissance fournie par le parc est 60 701 MW le 12 janvier 2009, il ne reste qu'une marge de progression de 2 299 MW pour atteindre la puissance nominale du parc en admettant que la disponibilité soit de 100 %. Qui peut faire mieux ?
Pourquoi pourquoi les importations d electricité cette hiver?
pourquoi une disponibilité des centrales nucléaires en baisse cette hiver?
à cause des greves d une partie du personnel EDF , qui a retardé la plupart des opérations de maintenance des centrales nucléaires cet été...., l info est dans la plupart des medias ces jours ci.
@ dan1, post de 16:39 "une production de 510 TWh ce qui ferait un facteur de charge de 68,5 % ou bien 6 000 heures équivalent pleine puissance par an" ... Encore cette manie de la moyenne ! Là, M. Marcel Boiteux ne serait pas content ! Tous les manuels de vulgarisation d'économie de l'électricité montrent comment construire ex nihilo un parc de production optimal : 1) on calcule les durées d'équilibre entre filières de production ; pour reprendre vos chiffres (et ceux des "coûts de référence" de la DIDEME que vous citez), on va dire que pour des durées annuelles de plus de 6.000 heures, le nucléaire est plus économique que le CCG, l'inverse en deçà de 6.000 heures 2) on met la demande annuelle sous forme de monotone 3) on empile les moyens de production à l'intérieur de cette monotone : les premiers GW, appelés 8.760 heures (plus que 6.000) seront nucléaires ; puis, au fur et à mesure de l'empilement dans la monotone, la durée d'utilisation du moyen qu'on ajoute se réduit : tant qu'elle reste supérieure à 6.000 heures, ce moyen est nucléaire, dès qu'on passe en dessous, c'est un CCG La durée d'équilibre (les 6.000 heures) concerne le dernier groupe installé, pas la moyenne de tous les groupes en dessous. Vous semblez avoir de bons amis du côté de "sauvons le climat" ; demandez leur, ils vous le confirmeront.
Gabegie Personnelement je pense qu'avec tous ces logements au chauffage électrique on n'est pas prêt de sortir de cette situation. Je peux me tromper mais 50% des logements neufs dans l'hexagone sont installés avec chauffage électrique. De plus c'est une gabegie énergétique quand on pense que le rendement puit à la roue du chauffage électrique est de 22% quant à celui du gaz ou fioul avoisine les 80%. Ce qui fait dire en prenant certaine hypothèses que d'ailleurs le chauffage électrique est autanté metteur de Gaz à Effet de Serre que le chauffage fioul ou gaz. Quand l'ADEME et l'Etat fourniront une campagne de communication digne de ce nom pour utiliser mieux l'électricité peut être qu'il n'y aura plus d'importation et que les coupures n'auront plus lieu. A+
L'hiver arrive, ça chauffe ! Antienne quand tu nous tiens :
Quels que soit les inconvénients du chauffage électrique (et il en a), il est vain d'affirmer, qu'en France, son rendement est exécrable et qu'il émet globalement autant de CO2 qu'un chauffage au fioul, car cela est indémontrable.
Les communications de l'AFGAZ et de GDF-SUEZ sont mensongères et d'ailleurs, le site de GDF -SUEZ (l'énergie créative) a été modifié (c'était trop voyant).
De même, l'affirmation que le chauffage électrique en France a conduit à une gabegie énergétique est indémontrable car c'est faux.
Le chauffage électrique fait globalement monter le niveau de consommation d'électricité de la France de septembre à mai à hauteur d'environ 50 TWh pour le résidentiel (10 % de la production totale d'électricité en France). Il "pompe" évidemment beaucoup plus en période froide (les fameux MW/°C), mais il n'est pas le seul et unique responsable des pointes horaires.
Si vous parvenez à démontrer que le chauffage électrique en France est globalement responsable d'émissions de CO2 supérieure à celles d'un chauffage au fioul, vous êtes très fort.
Empilement monotone Pour marius76 :
Empilons donc les différents moyens de production selon leur rentabilité économique pour reconstituer la monotone et regardons ce que cela donne pour la France en 2008 :
http://www.rte-france.com/htm/fr/mediat … s_2008.pdf On voit page 16 en bas que la monotone à 6 000 heures et plus nous donne 50 GW installés au maximum. Pourtant nous avons 63 GW et c'est rentable. Si je regarde à combien correspond le point 63 GW, j'obtiens seulement 2 430 heures (ce n'est plus un fonctionnement en base).
Pour l'année 2002 même analyse :
http://www.rte-france.com/htm/fr/mediat … s_2002.pdf On voit page 10 en bas que la monotone à 6 000 heures et plus nous donne 45 GW installés au maximum. Pourtant nous avions aussi 63 GW et c'était rentable. Si je regarde à combien correspond le point 63 GW, j'obtiens seulement 550 heures ( ce n'est plus du tout un fonctionnement en base).
Il en dit quoi Marcel boîteux ?
Je ne propose pas de construire un réacteur pour l'utiliser 2000 heures par an. Car si on passe e 63 à 85 GW il faut regarder globalement la rentabilité et non pas réacteur par réacteur... c'est d'un système de production dont il s'agit.
Comme l'a expliqué Marius76, c'est ce que vous allez quand même devoir faire.
Puisqu'il s'agit d'un système de production il est obligatoire d'avoir des sécurités, on a notamment le critère du n-1 qui oblige à être capable d'assurer la totalité de l'approvisionnement électrique en perdant l'alimentation la plus importante (le nucléaire aussi est une production intermittente puisqu'il y a toujours des avaries imprévues dans les centrales et les lignes électriques)... Il est également nécessaire d'être capable de changer immédiatement la production par l'intermédiaire des variations de fréquence pour pouvoir assurer l'intermittence des consommations. Autre point vous devez être capable de transmettre vos puissances super centralisées d'un point à l'autre du réseau, en se basant sur le réseau français c'est tout simplement impossible...
@ dan1 Encore une fois, vous avez les bonnes références, mais vous ne voyez (ou ne voulez voir) qu'une partie des choses : c'est bien de regarder la consommation française, il serait plus approprié de regarder la demande totale française = consommation française + exportations. Règle générale : plus la consommation nationale est basse, (notamment la nuit et les week-ends, ou les jours d'hiver doux), plus les exportations sont élevées. La durée d'utilisation à pleine puissance du nucléaire disponible (avec 63 GW installés, il y a en permanence moins de 63 GW disponibles - et même notablement moins en été) en 2008 a de ce fait été bien supérieure à 6.000 heures. La CRE en fait d'ailleurs une excellente analyse dans http://www.cre.fr/fr/content/download/8 ? ce2008.pdf - voir notamment page 46 : la production nucléaire a été marginale entre 15 et 20% du temps au cours des 3 premiers trimestres, 5% du temps au quatrième (soit en gros 1.500 heures - ou, dit autrement, il y a eu à peu près 7.500 heures où le nucléaire a produit au maximum de sa capacité disponible). En 2002, où la consommation française était plus basse, les exportations ont été le plus souvent supérieures à 10 GW. Si on translate la monotone de consommation nationale de 10 GW vers le haut pour obtenir la monotone de demande nationale, les 6.000 heures correspondent à 55 GW . A vue de nez, les 63 GW installés, une fois abattus des indisponibilités, ont du produire pas loin de 6.000 heures à la puissance maximale disponible cette année-là.
Ce qu'en a dit Marcel Boiteux ? C'est dans son livre « Haute Tension » (je cite de mémoire, parce que je n'ai plus le bouquin - si je me trompe, merci de rectifier), c'est qu'en 1974, EDF avait évalué le bon rythme de développement du nucléaire à 2 groupes par an ; connaissant (ou croyant connaître) le fonctionnement de l'administration française, pour obtenir les 2 par an, il s'est cru obligé d'en demander 4 ; en vertu de quoi, le résultat a été qu'EDF a du en construire 6 par an. Du coup, il a bien fallu trouver des débouchés pour cette production : tirer des lignes d'interconnexion tous azimuts pour exporter, développer des usages sur le sol français, en attirant des industriels gros consommateurs d?électricité, ... ou en développant le chauffage électrique. Efforts méritoires, qui n'ont pas empêché malgré tout la fermeture d?une ribambelle de centrales : le nucléaire graphite gaz, des centrales fioul ou charbon (dont certaines, identiques à celles qui vont tourner jusqu'en 2015, ont été pudiquement « mises sous cocon » mais n'ont jamais été réactivés) ; mais qui ont fait que le nucléaire a pu tourner raisonnablement dans les années 1990, et que les consommateurs français n'aient pas eu à supporter tout le surcoût du sur-équipement.
Références En effet, c'est bien de références dont il est question pour mesurer la rentabilité d'un système.
Pour ce qui concerne la courbe monotone de RTE, elle s'applique en effet à la consommation intérieure dont le détail est donné à la page 6. Elle est de 494 539 GWh. Par rapport à la production totale, il manque donc l'énergie de pompage et le solde exportateur de 48 TWh. Pour ce dernier, on peut voir la monotone page 11. En moyenne le solde exportateur en puisssance a été de 5 480 MW.
Ensuite, vous dites que pour arriver au seuil de rentabilité des 6 000 heures, il faut tenir compte de la disponibilité globale du parc et non de la puissance nominale installée. Là nous sommes d'accord et c'est d'ailleurs bien ce que fait la DGEC dans son étude de coût (page 4). L'hypothèse est un parc complet d'EPR dont le taux de disponibilité moyen serait de 91 %.
Cela veut dire qu'en France, pour passer de 63 GW à 85 GW à partir de réacteurs EPR (+ 22 GW ou 14 réacteurs), la rentabilité à 6 000 heures serait évaluée sur une puissance moyenne disponible de 20 GW et non 22.
De même, la rentabilité du parc actuel n'a pas été calculée sur 63 Gw mais sur la disponibilité escomptée. Si on prend une valeur moyenne de 80 % en puissance, on voit que la rentabilité à 6 000 heures doit être estimée sur une puissance moyenne de 63 x 0,8 = 50,4 GW.
Donc si j'agrège les deux parcs, je dispose bien de 63 + 22 = 85 GW en puissance nominale installée (et probablement de 80 GW en puissance de pointe), mais de 50,4 + 20 = 70,4 GW en puissance moyenne disponible sur l'année. Evidemment, comme actuellement la disponibilité serait plus importante en janvier qu'en août pour s'adapter à la saisonnalité de la demande.
Maintenant, il faut regarder si un tel parc est rentable pendant une durée minimale de 6 000 heures en faisant l'hypothèse que les 6000 heures sont valables autant pour l'EPR que pour le parc ancien.
70,4 x 6 000 = 422,4 TWh. Il faudrait donc que ce parc produise environ ce qu'il produit actuellement, avec toutefois un écart important entre les parcs anciens et les EPR. les 58 réacteurs actuels ne produirait que 302,4 TWh (au lieu de 418 en 2008) et les 14 EPR produiraient 120 TWh.
On voit donc qu'il ne faut pas forcer beaucoup pour obtenir la rentabilité du nucléaire en France. Et le jour où l'on fera payer le CO2 et autres externalités négatives aux autres filières, le fossé se creusera. si en plus, on supprime les subventions à l'industrie houillère (dont quelques milliards d'Euros annuels en Allemagne), on pourra reparler de compétitivité.
D'autre part, un élément important fausse le calcul : le parc de 58 réacteurs est déjà en grande partie rentabilisé (il a déjà produit 10 000 TWh) et sa rentabilité ne tenait pas compte d'un allongement de durée de vie. D'un point de vue économique, on pourrait donc se permettre de plus en plus de sous-exploiter un certain nombre de réacteurs anciens pour faire du suivi de charge.
Pour dan1 Il est exact de dire qu'il faut tenir compte des moyens déjà existants. L'exercice de création d'un parc ex-nihilo que j'évoquais plus tôt est très scolaire. La question qui se pose en pratique au planificateur est celle d'ajouter quelques unités à celles déjà opérationnelles, en choisissant les plus économiques. Je vous propose l'illustration suivante : - on se place dans la situation initiale où l'on a 83.4 GW de nucléaire, de sorte qu'en rajoutant un EPR on arriverait aux 85 GW que vous préconisez - à partir de cette situation initiale, on va se demander s'il vaut mieux installer un EPR de 1660 MW ou 4 CCG de 415 MW chacun (même puissance installée) - pour cela, on va construire l'empilement en simulant les 2 options envisagées, - puis positionner cet empilement, pour chaque option, dans la monotone de demande, de manière à en déduire les énergies produites, - et enfin valoriser en Euros ces productions, dans chaque option, ainsi que les charges fixes induites par l'ajout soit d'un EPR, soit de 4 CCG ; peu importent les coûts fixes des moyens déjà installés, ils sont les mêmes dans les deux options. 1) les empilements : Dans l'option EPR, on aura : - d'abord 5 GW d'énergies fatales (essentiellement hydraulique au fil de l'eau, un peu d'éolien, un soupçon de solaire, qui ont un coût proportionnel nul) - puis le nouvel EPR (coût proportionnel de 10 Euros/MWh), compté à sa puissance moyenne disponible de 1.5 GW - puis les nucléaires existants : 68.9 GW pour reprendre vos estimations (de manière à retrouver les 70.4 GW une fois ajouté le nouvel EPR), à coût de 10.5 Euros/MWh - puis des tas (mais pas gros) d'autres choses comme des groupes charbon, de l'hydraulique de lac, des TAC, etc... à coût supérieur à 40 Euros/MWh Dans l'option CCG, on aura : - les 5 GW de fatal, - les 68.9 GW de nucléaire existant - puis 1.5 GW des nouveaux CCG, à coût proportionnel (gaz + CO2) de 40 Euros/MWh - et les mêmes tas (toujours aussi petits) des mêmes moyens de pointe déjà existants 2) positionnement dans la monotone Je vais prendre une représentation simple de la monotone de demande (consommation nationale + exportations + pompage) pour ne pas alourdir les calculs : pointe à 90 GW, et une baisse de 5 GW toutes les 1.000 heures (1000 heures où la demande est supérieure à 85 GW, 2000 heures où la demande est supérieure à 80 GW, etc... jusqu'à une demande minimale à la 8.760ème heure de 46.2 GW). Les énergies produites se calculent alors comme des surfaces de rectangles ou de trapèze. Dans l'option EPR : - le fatal est entièrement dans le rectangle de la base, production : 5 * 8.760 = 43.8 TWh - le nouvel EPR est aussi entièrement dans la base, production : 1.5 * 8.760 = 13.14 TWh - le nucléaire existant : une partie est utilisée 8760 heures (les 46.2 GW de hauteur de la base, moins les 6.5 qui sont déjà faits par le fatal et le nouvel EPR, soit 39.7 GW), production : 39.7 * 8.760 = 347.77 TWh ; le reste (68.9 - 39.7 = 29.2 GW) sera utilisé au maximum pendant 2.920 heures (durée sur la monotone correspondant à la puissance cumulée du fatal, de l'EPR et nucléaires existants, soit 75.4 GW), et de façon dégressive entre 2920 et 8760 heures, soit une production de 29.2 * (2.920 + 8.760) / 2 = 170.53 TWh ; en tout : 518.30 TWh Dans l'option CCG : - 43.8 TWh de fatal, comme précédemment - pour le nucléaire existant : 526.835 TWh (360.912 dans le rectangle de la base + 165.923 dans le trapèze de modulation) - pour les CCG : 1.5 GW fonctionnant entre 2920 heures (puissance de 75.4 GW sur la monotone) et 3220 heures (73.9 GW sur la monotone), soit : 4.605 TWh Je n'entre pas dans le détail de ce qui est au-dessus de 75.4 GW, c'est identique dans les deux cas. 3) Bilan économique : Dans l'option EPR, par rapport aux CCG, on a : 13.14 TWh d'EPR produits à 10 Euros /MWh, soit une dépense de 131.4 millions d'Euros 518.3 - 526.835 = - 8.535 TWh d'autres nucléaires, à 10.5 Euros /MWh, soit une économie de 89.62 MEuros - 4.605 TWh de CCG à 40 Euros/MWh, soit une économie de 184.20 MEuros Au total, une économie de 142.42 MEuros si on choisit l'EPR. Mais si on choisit l'EPR, il faudra aussi en supporter les charges fixes (indépendantes de la durée de fonctionnement) : coût de capital (intérêts et remboursement des emprunts), frais de personnel, taxes,.... Or ces charges fixes s'élèvent à 270 Euros/kW/an. En effet, pour une durée de fonctionnement de 8.000 heures/an (production de 8 MWh pour 1 kW) on obtient un coût de 270 + 8 * 10 = 350 Euros, soit 43,75 Euros/MWh, en ligne avec les évaluations d'EDF pour l'EPR de série (pas pour Flamanville, qui dépasse les 50 Euros/MWh). Pour un EPR de 1660 MW, cela représente 448.2 Millions d'Euros par an. Les charges fixes des CCG sont trois fois moindres, à 90 Euros/kW/an (on vérifie que pour une durée de fonctionnement de 6000 heures par an, les coûts complets d'un CCG et d'un EPR sont identiques : 270 + 6 * 10 = 90 + 6 * 40 = 330 Euros pour 6 MWh produits par kW). L'option CCG aurait donc conduit à des charges fixes de 1660 * 90 = 149.4 Millions d'Euros par an. Bilan global : l'EPR conduit à une économie de coûts proportionnels de 142.42 Millions d'Euros, mais à un surcoût 298.8 Millions d'Euros en charges fixes. Conclusion : on n'a pas intérêt à choisir l'EPR. Et cette conclusion reste vraie tant que la durée d'utilisation des CCG reste trop courte pour générer une économie de gaz et CO2 suffisante en regard des coûts fixes que supporte l'EPR. De fait, il n'est intéressant de développer des EPR que si la durée d'utilisation des CCG approche de 6.000 heures par an (avec les hypothèses économiques prises dans cette illustration).
Ouh-ouh... Dan1... êtes-vous là ? Vous m'aviez habitué lors de nos échanges précédents à toujours avoir le dernier mot. Là, il y a 4 jours que j'ai posté mon commentaire, et toujours pas de réponse... Comme je vois que vous êtes actif ailleurs sur ce forum, je suis rassuré : Dieu merci, vous êtes vivant, et semblez en pleine forme. Ce qui rend votre silence encore plus assourdissant ici. Comment faut-il l'interpréter ? Dois je penser qu'il y a tant de remarques sur mon raisonnement qu'il faut plus de 4 jours pour les formuler ? Ou que vous vous êtes rendu compte qu'une durée d'équilibre nucléaire / CCG de 6.000 heures/an (comme l'évalue le Ministère du Développement Durable) n'est pas compatible économiquement avec vos désirs d'avoir 85 GW de nucléaire en France ?
J'avoue que, lorsque je l'ai lu, j'ai trouvé votre message un peu... indigeste. Et comme il ne m'était pas destiné, j'ai cru bon de le laisser de côté.
En le regardant de plus près, il y a un passage qui me pose problème.
Vous dites : "Mais si on choisit l'EPR, il faudra aussi en supporter les charges fixes (indépendantes de la durée de fonctionnement) : coût de capital (intérêts et remboursement des emprunts), frais de personnel, taxes,.... Or ces charges fixes s'élèvent à 270 Euros/kW/an. En effet, pour une durée de fonctionnement de 8.000 heures/an (production de 8 MWh pour 1 kW) on obtient un coût de 270 + 8 * 10 = 350 Euros, soit 43,75 Euros/MWh,"
Vous soulignez à juste titre que les charges fixes sont indépendantes de l'activité (c'est bien leur définition), c'est-à-dire, en l'occurence, de la durée de fonctionnement; Or, voilà t'y pas que vous calculez ce même montant en prenant... la durée de fonctionnement de l'EPR.
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