Reprise du message précédent :

http://world-nuclear.org/informati [...] power.aspx
 
Front end fuel cycle costs of 1 kg of uranium as UO2 fuel
 
Process  Amount required x price*  Cost  Proportion of total
Uranium  8.9 kg U3O8 x $68  $605  43%
Conversion  7.5 kg U x $14  $105  8%
Enrichment  7.3 SWU x $52  $380  27%
Fuel fabrication  per kg  $300  22%
Total     $1390  
 
* Prices are approximate and as of March 2017.
At 45,000 MWd/t burn-up this gives 360,000 kWh electrical per kg, hence fuel cost = 0.39 ¢/kWh.

on arrive bien aux 5-10% que j'avais en tete
 
cours de nuclear reactor technology en échange à KTH, un des seul cours que j'ai ecouté en 3 ans je crois
et que j'ai finalement meme pas validé parce que l'exam était HARDCORE

tu n'as pas compris le but de mon calcul visiblement.
 
j'ai fait un abus dans mon post initial. je ne calculais pas le cout de l'enrichissement. Juste celui du minerai d'uranium nécessaire a acheter sur les marchés pour faire tourner nos centrales.
Si jamais le coût de l'uranium double ou triple, le coût de la conversion de l'enrichissement et de la fabrication lui ne change pas    
 

oui oui j'ai compris

Quand je lis D@emon je me dis qu'être ingénieur c'est puissant quand même.
 
Dommage pour moi, je fais de l'info

quand t'es dans le domaine il faut savoir donner a tout les rateliers pour tordre le coup aux idées reçues

 
c'est bien ca l'un des intérêts du nuke par rapport au gaz naturel ou au charbon pour compenser le fait que les investissement initiaux sont gigantesques par rapport aux autres formes de "baseload generation"

Tu veux parler de la filière qui a été fermée pour faire plaisir aux Verts ?

Daemon tu penses quoi de la competitivite du nucleaire face aux energies renouvelables, surtout le solaire dont le prix ne cesse de diminuer ?

Ca m'intéresse aussi, surtout que j'avais lu un article qui expliquait que les grosses opérations de maintenance des réacteurs allaient fortement augmenter le cout de production du nucléaire

Si je puis me permettre...
 
Le solaire est rentable parce qu'il y a d'autres énergies pour lui sauver les miches.
 
Le gisement solaire français tourne autour de 1200 KWh/an/m². Avec un rendement de 100%. Et à Nice, évidemment, parce qu'à Lille...
 
Gravelines, c'est 38 TWh par an.
 
Donc en gros, si on prend un rendement de 30% (qui n'existe pas à l'heure actuelle), il faut à peu près dix mille hectares de panneaux solaires niçois pour remplacer une centrale ch'ti.
 
Plus les problématiques de stockage liées à l'intermittence de la source. Parce que c'est précisément dans la saison où on a le plus besoin d'électricité que le solaire en produit le moins.
 
Quand tu fais ton compte à rebours devant Arthur le 31 décembre à 23h59, de Lisbonne à Tokyo pas un panneau ne produira un pet d'électricité.

la filière n'est pas que franco française.
C'est dommage parce qu'on avait de l'avance mais bon.
 
https://en.wikipedia.org/wiki/BN-600_reactor
https://en.wikipedia.org/wiki/BN-800_reactor
https://en.wikipedia.org/wiki/BN-1200_reactor
 
https://en.wikipedia.org/wiki/Terra [...] ve_reactor
 
En ce moment nous on est parti sur ca : https://fr.wikipedia.org/wiki/ASTRID_(r%C3%A9acteur)

Le problème c'est que tant que les ENR sont une part minoritaire dans le mix énergétique alors leur inclusion dans le réseau ne pose pas de problème.
Mais a terme, si le but c'est de passer a 100% renouvelables alors il y a un problème qu'on feint d'ignorer lorsqu'on parle du coût des ENR faces aux autres sources de production (principalement gaz et nucléaire. On va mettre le charbon de côté pour des raisons évidentes ).
 
 
Notre reseau electrique est construit pour délivrer un service: l'accès a l'électricité pour tous, a tout heure du jour et de la nuit sans interruption. Pour cela on a construit un modèle qui ajuste les moyens de production a la demande car on sait tres mal stocker l'electricite. Donc jusqu'à l'apparition des ENR on a donc mis en place un systeme ou on utilise les sources de production les moins cher jusqu'à atteindre le niveau de la demande.
Quand tu passes a un réseau avec plein d'ENR, tu n'as plus le contrôle de la production car l'éolien et le solaire produisent qu'une partie du temps. Donc pour assurer l'adéquation entre la production et la demande il faut 2 choses:
-Du stockage.
-Des moyens de production classique en back-up.
Et ca, c'est rarement pris en compte dans le coût des ENR. Sachant qu'aujourd'hui les moyens de stockage au niveau d'un reseau electrique national sont restraint (en gros on a que les STEP de viable aujourd'hui mais leur quantité est limitée), et que les moyens de backup c'est en gros une centrale au gaz naturel qui se tient en stand-by... ce qui noirci par mal le bilan carbone
 
En Allemagne par exemple, ils ont beaucoup d'ENR sur le réseau et comme il n'y a pas vraiment de capacité de stockage ca impacte les interconnections européennes:  
-quand leur solaire produit a fond, bien au delà de leur consommation locale, alors ils se mettent a exporter en masse. mais si le reste de l'europe n'a pas de demande très élevée alors ca fait chuter les prix jusqu'a arriver a des prix spot négatifs pour inciter les consommateurs a consommer de l'électricité et ramener l'équilibre production/consommation. On pourrait penser que c'est positif de faire baisse le prix de l'électricité... sauf qu'en pratique ca mene les opérateurs de moyens de production classiques (gaz, nucléaire) a un point de non rentabilité qui peut les amener a arrêter leurs operations. Ca devient problématique pour la suite:
-Quand le solaire et l'éolien ne produit [quasiment pas (et ca arrive souvent) alors soudainement il faut faire tourner tous les backup + importer de l'électricité depuis tous les voisins... Si ces meme voisins ont le même mix énergétique et sont en rade d'ENR a ce moment la alors tu cres une tension énorme sur le réseau. Aujourd'hui ca tient parce que l'allemagne a encore beaucoup de charbon, et les pays voisins comme la france ont encore des moyens de production classique qui peuvent faire face a ces pics de demande (et encore, on a tous entendu parle des pics des prix spot en hivers...)
 
Sauf que si tu as mis tous les producteurs de baseload en faillite grace a tes prix négatifs de l'électricité (en particulier nucléaire, vu qu'une centrale nucléaire a besoin de tourner en continue pour être efficace et rentable)...
a ce sujet: https://www.technologyreview.com/s/ [...] enewables/
 
C'est pour cela que certains aujourd'hui commencent a dire qu'il ne faut plus utiliser le Levelized Cost of Energy (LCOE) pour comparer les moyens de production mais créer de nouvelles métriques pour comparer les moyens de production.  
https://www.eia.gov/renewable/works [...] movicz.pdf
 
Je ne parle pas du solaire individuel qui est peut être l'idée la plus cher et la moins efficace pour résoudre le problème. Le seul avantage c'est que c'est populaire ; les gens aiment l'idée de produire leur propre électricité. Mais bon si il faut en // maintenir un réseau électrique pour les jours ou il n'y a pas de soleil...  
 
 
 
 
Pour le coût du nucléaire a venir il y a deux choses:
- le coût de maintenir les centrales existantes. Qui peut paraître cher mais qui en fait est économiquement viable. Si EDF est prêt a mettre quelques milliards pour continuer a exploiter ses centrales pour les 20/30 prochaines années c'est pas par idéologie mais bien parce que le coup principale d'une centrale c'est le capital nécessaire dès le premier jour pour construire la centrale. Notre parc est lui déjà amorti et EDF a simplement besoin d'estimer le coût des travaux demandés par l'ASN vs les revenus espérés si on continue d'exploiter les centrales. Le jour ou le coût des upgrade de sûreté deviendra prohibitif vous verrez que EDF sera soudainement beaucoup plus réceptif a l'idée de fermer une centrale
 
J'ai un ami qui a bosse sur le sujet de la rentabilité des centrales nucléaires aux US et qui a estimé qu'avec une taxe carbone autour de 50$/tonne de CO2 alors le nucléaire reste compétitif face au gaz naturel, sans ca près de 2/3 des centrales nucléaires aux US font face a des perspectives négatives vis a vis de leur viability financiere future...
 
 
- le coût du "nouveau" nucléaire. Aujourd'hui on a tous en tête les déboires de l'EPR (et de l'AP1000 de Westinghouse/Toshiba) donc c'est difficile de sortir de l'idée que le nucléaire c'est cher et pas compétitif. Areva/EDF pourrait arguer qu'avec l'expérience acquise les prochains EPR pourraient être construit dans les temps et dans les budgets... mais bon je ne suis pas sur qu'ils soient très crédibles aujourd'hui.  
 
De manière plus globale, le nucléaire s'oriente vers d'autres voies: les SMR (Small Modular Reactor) pour diminuer le capital a investir et rendre les projets plus petit en taille afin de les rendre plus facilement déployables et ainsi lorgner sur les économies de série en construisant des dizaines de petits réacteurs plutôt que 3/4 EPR gigantesques. Il y a aussi une poussée importante pour le développement de nouveaux types de réacteurs qui changent complètement de paradigme vis a vis des REB/REP actuels. L'avantage principal c'est généralement une plus grande tolérance intrinsèque aux accidents qui permet ainsi de diminuer les couts associes aux systemes de surete etc.  
le problème aujourd'hui c'est le manque d'experience et l'absence de structure administrative pour certifier ces nouveaux design.
 
 
Il va falloir en France commencer a se poser la question de si on veut ou non remplacer nos centrales existantes par du nucléaire tout neuf ou par autre chose. Meme si on se limite a 50% de nucléaire dans le mix il va falloir reconstruire pas mal de centrales.  

Il y a des années ou on a mis en 4, 5, 6 voir 8 centrales en ligne! Même si on étend leur vie a 50/60 ans, même si on ne remplace qu'un réacteur sur deux, on va arriver a un moment ou il faudra construire presque 2 réacteurs par an pour faire face a l'arrêt des centrales existantes...

sachant qu'en plus la bas il y en a 6

 
Sympa d'avoir pris le temps  

Ok, j'ai pas pris la plus petite.
 
Mais des panneaux solaires niçois à 30% de rendement, c'est assez généreux aussi.
 

Les déboires actuellement connus avec l'EPR ne sont que la partie émergée de l'iceberg. Attends de voir ce que ça va donner en exploitation.
 
Quand je bossais au CEA, j'ai croisé assez peu de collègues qui projetaient d'implanter leur résidence secondaire dans la Manche.
 
Et c'était une inquiétude beaucoup plus profonde que la sempiternelle rivalité CEA/Areva/EDF.  
 
En plus de la (réelle) perte de compétences, il y a eu un (réel) laisser-aller, notamment avec les cascades de sous-traitants. Et la tarlatane risque de ne plus suffire, cette fois...

Ça serait quoi pour toi la politique energetique ideale ?

C'est la critique principale dont j'avais le plus entendu parlé. Il y a un truc qui me chiffonne sur le principe économique :
- Théoriquement, la production non-intermittente devrait « rattraper » son retard de rentabilité dans les heures où l’intermittent ne fourni rien (étant le seul acteur face à la demande), pourquoi ce n'est pas le cas ? (il y a un tarif maximal de fixé ?)
- Comment l’intermittent survit si les seuls moments où il produit sont quand l'énergie se vend à perte ? (subventions ?)

Le nucléaire par exemple ne peut pas se permettre de s'arrêter et redémarrer a la demande.
Quand il n'y a pas de renouvelable le prix de vente est "normal" sauf si il y en même temps il y a un pic de demande. Donc en moyenne rien ne dit que tu recuperes parfaitement ce que tu perds lorsque le prix est tres bas/negatif.
En pratique les ENR ont un coût marginal quasiment nul donc ils sont prioritaire sur le réseau car il peuvent vendre a a peu près n'importe quel prix des qu'ils commencent a produire.
Les pics hauts du prix de l'électricité ne sont pas forcement un moyen d'être rentable mais ca marque surtout une tension sur l'approvisionnement.

les gros producteurs allemands en font les frais : https://www.theguardian.com/busines [...] wable-push
https://www.ft.com/content/e214101c [...] 5?mhq5j=e1

On n'est pas dans une situation ou on est soit en surproduction soit en manque de production. il y a un entre deux qu'on arrive encore a gerer grace au reseau europeen + quelques moyens de stockages.
Ce qui se passe c'est que les ENR peuvent vendre leur électricité a partir d'un prix quasiment nul en gros. Mais sur un marché libre de l'électricité, les opérateurs de centrale nucléaire qui doivent faire tourner leur centrale h24 sont forcés de soumettre des offres a des prix inférieur a leur coût marginal histoire de ne pas être forcé d'arrêter le réacteur. Donc ils fonctionnent pendant certaines périodes a perte car ça coûterait beaucoup plus cher d'arrêter le réacteur et de le relancer.
Pour les centrales a gaz elles peuvent s'arrêter mais même la, en stand by elles doivent quand même payer pour maintenir leur opération et être prêt a démarrer.

Part "les ENR peuvent vendre leur électricité a partir d'un prix quasiment nul en gros" tu veux dire que les operating costs sont tres faibles ? Car il faut bien rembourser les infrastructures au bout d'un moment.

Il y a des mécanismes de soutiens avec des prix d'achat de l'élec garantis

comment on gère les variations de demande entre jour et nuit en france si les centrales tournent en continu ?

ben ils sont quasiment nuls. Une fois que ton éolienne est construite il n'y a personne pour s'en occuper au jour le jour et gérer sa production. Donc si ca te coute rien de produire ou ne pas produire, autant vendre de l'électricité des que le prix est >0. Les couts de gestion et de maintenance ils sont fixe que tu produises ou non de l'electricite avec tes eoliennes/PV.
En fait, avec les subventions c'est même rentable de produire meme quand le prix est légèrement négatif...

Tu fais tourner du nucléaire en baseload et tu couvres les variations de demande avec de l'hydro, charbon, gaz

ces variations sont predictibles et on sait les gerer:
 
1/ les reacteurs nucleaires francais peuvent moduler leur production mais c'est un transitoir lent.
2/ On a 15% d'hydro qui répond parfaitement au changement de charge.
3/ On a les step pour absorber les surplus de production
4/ On a aussi 5% de centrales a gaz qui se module pas trop mal.
5/ On a aussi la possibilité d'exporter sur le marché europeen
 
tu peux regarder la bas : http://www.rte-france.com/en/eco2m [...] getique-en

Le topac ressucité en topic edf...  
Mais c'est intéressant.  

Y a des jours où on est payé pour utiliser de l'électricité ?

Ca se passe au niveau des opérateurs du réseau et du marche de l'electricite.
Tu ne payes pas ton électricité au prix spot, sinon tu devrais aussi encaisser les pics énormes lors des vagues de froid en hivers.
 
Pour les gros consommateurs industriels il peut y avoir des contrats de ce genre pour s'effacer ou mettre en ligne de la grosse consomation (forge, aciérie, fabrication d'aluminium...) en l'echange de tarifs intéressants sur l'électricité consommée.
Mais ca ne se fait pas trop encore en live. Ca se prevoit un poil a l'avance
 
sinon pour le consomateur lambda il y a les tarifs EJP (plus dispo aujourd'hui pour les nouveaux abonnes):
https://particulier.edf.fr/fr/accue [...] s/ejp.html
 
quoique ca a l'air d'etre devenu EDF Tempo maintenant :  
https://particulier.edf.fr/fr/accue [...] tempo.html

le prix du marché spot = cout marginal de production du dernier moyen de production appelé
c'est le problème des EnR, coût marginal = 0 du coup bah elles produisent en priorité dès qu'elles peuvent
et si il y a plein d'EnR sur le réseau, il y a des moments ou on arrive à satisfaire la demande juste avec les EnR du coup les moyens classiques sont pas utilisés
du coup ils deviennent moins rentables voire ils ferment
et le jour où on en a besoin ben on est dans la merde
 

du coup RTE a introduit ça : http://www.rte-france.com/fr/artic [...] e-capacite
 
et le power to gas devient à la mode (stocker l'électricité sous forme de gaz, en électrolysant de l'eau, ça parait un peu ghetto dit comme ça mais ça existe vraiment )

c'est surtout que tu as un rendement < 30/40% si tu convertis de l'electricité en gas (meme ave cune efficacite de 100%) pour ensuite le bruler et refaire de l'electricite (turbine a gaz) ou meme de l'energie mecanique (moteur).
Donc c'est cool pour gerer l'exces de prod mais si on compte sur ca pour faire du stockage a l'echelle du reseau on est pas rendu

olala fin de la louse, je recommence à recevoir des réponse positives à des candidatures à des tafs
Le retour des jours de salade
 

 
Après faut pas mettre ton ferme à vent parc éolien n'importe ou, mais les gens surveillent un peu la météo pour savoir s'il faut mettre les éoliennes en "off" (tourner les pales pour les mettres à l'arrêt) pour éviter les efforts trop importants lors de trop grands vents et limiter l'usure/éviter la rupture.
 
Après y a tout un tas de publis où les mecs concoctent des systèmes stockage/parc ajuster selon la variabilité des vents (supposée) à l'endroit donné pour essayer d'avoir un baseload. Après ce sont des trucs plutôt tentatifs dans des journaux d'engineering intermédiaires.
étonnement, une part importante de la Wissenschaftlische Literatur sur les Windkraftanlage est faite par des blédards mercenaires dans les universités du golfe
Je ne sais pas si c'est parce que leurs déserts s'y prêtent ou parce qu'il y a quelqu'un dans le système qui se pose la question de l'après hydrocarbure, mais ils produisent beaucoup plus sur ce sujet que sur d'autres

Les barrages suisses sont en train de se faire tuer par ça. Je discutais en juin avec un centralien qui est chez un producteur suisse. Il me disait qu'il y a deux choses qui sont en train de les tuer :

• l'éolien et le solaire qui produisent lors de la pointe, qui font donc baisser le prix en pointe, et donc la différence entre la pointe et le minimum, ce qui tue la rentabilité du pompage-turbinage.
• Le charbon allemand qui fait globalement baisser les prix, et qui fait baisser la marge globale de l'hydroélectrique.

Le truc marrant avec l'éolien et le solaire, c'est que ça lui impose en plus une double peine : il est obligé de faire tourner y compris à perte ses gros alternateurs pour réguler la tension et la fréquence du réseau qui sont apparemment malmenées par l'éolien et le solaire...

marrant j'aurais dit le contraire que les EnR font surtout baisser le prix lorsque la demande est basse et que du coup ca augmente la différence entre la pointe et le minimum
bon après il doit toujours y avoir un peu d'EnR qui produit en pointe (genre éolien), donc ca doit aussi faire baisser les prix en pointes. à mon avis c'est surtout ca qui leur est détrimental

https://www.strom.ch/fileadmin/user [...] ricite.pdf
 
page 3 c'est bien expliqué

et page 9 sur la question du cout du combustible pour le nucléaire  

abus de langage, imho ils parlent du cout du combustible, pas de l'uranium en lui meme
Sachant que ca correspond a ce que dit la cour des compte et mon bouquin sur l'economie de l'energie nucleaire ( http://laboutique.edpsciences.fr/produit/9782868836915 )
 
et le coût du minerai est estime a 25% du coût du combustible, donc autour de 2.5% du coût de production total

Marrant, j'en avais déduit la même chose, j'a fait un post dessus sur le topic idoine sur discus.
Ca pètera à long-terme la valeur-temps des barrages.

J'ai vu ça jme suis dit que ça allait plaire à aybiblb alors je pose ça là
 
https://www.facebook.com/centralesu [...] 52283756:0

Ca ne me choque pas.

le nom de domaine foireux qui ressemble a une vieille tentative de phishing
sur la page "about the programme", le lien "programme website" qui va vers une "page not found"
le "prospectus" qui est un powerpoint qui te vaudrait des remarques assez violentes par un prof de 1A, le tout en franglais crasseux

Une chaine youtube assez cool : https://www.youtube.com/channel/UC7 [...] g/featured