INTERACTIONS ENTRE ENERGIE NUCLEAIRE ET ENERGIES RENOUVELABLES VARIABLES

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Flexibilité des réacteurs nucléaires : limites

« Un centre nucléaire de production d’électricité est une installation nucléaire de base source de rayonnement ionisants et d’effluents radioactifs » (Kerkar and Paulin, 2008). La conduite d’un réacteur nucléaire impose le respect strict des règles de sûreté tout en conservant une disponibilité maximale pour satisfaire le besoin client. Les règles de sûreté, propres aux propriétés physiques intrinsèques à un réacteur, ainsi que les règles d’autorisation de rejets radioactifs, limitent la manoeuvrabilité des réacteurs nucléaires. Ainsi, les designs sont conçus pour un nombre de variations de puissance maximal admissible pendant la vie du réacteur, une rampe de puissance maximale, une puissance minimale de fonctionnement (Pmin, réacteur), une durée minimale et maximale de fonctionnement à puissance intermédiaire, un nombre d’arrêts et de démarrages définis, associés à des durées spécifiées. Dans cette partie, les limites de fonctionnement en suivi de charge des réacteurs nucléaires sont expliquées et les valeurs limites sont exposées lorsqu’elles sont disponibles dans la littérature ouverte.
Pour protéger les personnes et l’environnement des rayonnements, trois barrières sont interposées
entre le combustible et ces derniers : la gaine du combustible, le circuit primaire et l’enceinte de confinement du bâtiment réacteur. Les Spécifications Techniques d’Exploitation (STE) définissent le
« domaine de fonctionnement autorisé » qui établit des critères limites d’exploitation en conditions normales pour assurer l’intégrité des trois barrières en cas d’accident. Ces critères sont par exemple la limitation de la température du combustible et de la gaine, ou la protection contre le phénomène d’interaction entre la pastille d’uranium et la gaine (IPG). L’IPG joue un rôle majeur dans la limitation de la manoeuvrabilité des REP (Bruynooghe et al., 2010), (Kerkar and Paulin, 2008). Ce phénomène limite la durée des paliers bas et le nombre de transitoires réalisables. Pouvant aller jusqu’à percer la première barrière de confinement, il s’agit d’une corrosion sous contrainte de la gaine due d’une part au comportement thermomécanique du crayon combustible22 (gonflement, fractionnement de la pastille, …) et d’autre part à la présence de produits de fission corrosifs. Dans les meilleures conditions d’exploitation, le flux de puissance doit être le plus homogène possible dans le coeur pour éviter la présence de points chauds. L’ensemble de ces contraintes donnent lieu à des règles d’exploitation précises (Kerkar and Paulin, 2008).
Les moyens de contrôle de la puissance du coeur sont mobilisés pour suivre un « programme de température en fonction de la puissance » demandée à la turbine, tout en régulant la réactivité23 et la distribution spatiale de puissance dans le coeur (Kerkar and Paulin, 2008). Le principe repose sur l’introduction plus ou moins importante d’absorbants de neutrons dans le coeur, à la source des réactions de fission. Deux moyens de contrôle sont utilisés dans les REP : les grappes de contrôle, composées d’absorbants de neutrons, plus ou moins insérées dans le coeur pour faire varier sa réactivité ; l’acide borique (bore soluble), absorbant dissous en plus ou moins grande concentration dans le modérateur (eau) du circuit primaire (l’eau ralentit les neutrons pour qu’ils aient une plus grande probabilité de d’engendrer des fissions). Les grappes de contrôle sont utilisées pour des variations rapides de la réactivité tandis que le bore compense les effets lents de variation de la réactivité (épuisement du combustible avec l’avancement dans la campagne par exemple). Son utilisation implique le rejet d’effluents dans l’environnement. Comme la tendance est à la minimisation de ces rejets, l’utilisation des grappes de contrôle est privilégiée dans la mesure du possible. Le fonctionnement au bore limite le nombre de transitoires admissibles (fonction de la quantité de bore) et les rampes de puissance possible (vitesse de dilution et de borication) (Kerkar and Paulin, 2008).
Dans un coeur de réacteur, une variation de réactivité conduit à des phénomènes physiques qui amplifient ou diminuent cette variation initiale de réactivité. Le coeur des REP est naturellement stable puisqu’une élévation soudaine de réactivité conduit à des contre-réactions négatives qui diminuent instantanément la réactivité du coeur. Deux contre-réactions principales existent. Lorsque la puissance du coeur augmente, la température du modérateur (eau) augmente ce qui diminue sa densité. L’eau moins dense assure un moins bon ralentissement des neutrons issus de la fission et diminue ainsi leur chance d’engendrer de nouvelles fissions. De même, lorsque la température du coeur augmente, le noyau fertile24 d’uranium 238 aura plus de chances de capturer des neutrons. Ces deux effets stabilisants, s’opposent naturellement rapidement à une variation de la réactivité du coeur.
A une échelle de temps plus longue (de quelques heures), d’autres effets liés à l’empoisonnement du coeur par les produits de fission jouent un rôle important dans le contrôle de la puissance du réacteur.
Le xénon 135 est le produit de fission qui est le plus fort absorbant de neutrons thermiques (ou neutrons lents). Toute variation de puissance est amplifiée par l’effet xénon. C’est un effet instable dont la constante de temps est de quelques heures, ce qui permet à l’opérateur d’intervenir. Ce phénomène est compensé par une borication ou une dilution de l’eau primaire. Pour plus de détails sur la physique des réacteurs nucléaires, on pourra se référer à l’Annexe 3.
C’est l’effet xénon qui impose un délai d’une journée environ pour redémarrer le réacteur de l’état à froid à la pleine puissance (Kerkar and Paulin, 2008). On peut distinguer deux types d’arrêts d’un réacteur. L’arrêt à froid est un état du réacteur nucléaire « dans lequel l’état du fluide de refroidissement se rapproche de celui qui correspond aux conditions ambiantes de pression et de température » (ASN, 2016). L’arrêt à chaud est un état de réacteur nucléaire « dans lequel la pression et la température du fluide de refroidissement sont maintenues à des valeurs proches de celles du fonctionnement en puissance » (ASN, 2016). L’arrêt à chaud impose une durée de redémarrage moins grande que l’arrêt à froid (quelques heures contre au moins une journée). L’usure du combustible avec l’avancement dans le campagne joue également sur la capacité du réacteur à manoeuvrer25. En effet, la moins grande réactivité du combustible est compensée par une diminution de la concentration en bore jusqu’à son retrait complet en fin de campagne. Le manque de bore en fin de campagne empêche la compensation des effets physiques comme l’effet xénon. Le réacteur ne peut plus participer au suivi de charge après 90% de la campagne. Il peut simplement participer au réglage de fréquence (EDF, 2013), (Keppler and Cometto, 2012). L’ensemble de ces phénomènes physiques a orienté l’évolution des modes de pilotage des REP vers plus de flexibilité. Les premiers réacteurs construits en France, de type CP0, étaient pilotés grâce au mode A. Ce mode de pilotage permet des variations lentes de puissances. Les grappes et le bore permettent les variations journalières. Le bore est aussi utilisé pour compenser l’épuisement du combustible et l’effet xénon décrits plus haut. La dilution et la borication du modérateur est de plus en plus lente avec l’avancement dans la campagne (plus faible concentration en bore) et est limitée par le volume du système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire (gestion du volume de bore). L’accroissement du parc nucléaire a incité le constructeur de REP, Framatome à l’époque, à développer un nouveau mode de pilotage plus flexible. Le mode G, mis en oeuvre dès 1985, permet d’effectuer des variations rapides de charge grâce à l’utilisation concordante de grappes plus ou moins  absorbantes dites noires et grises pour faire varier la puissance du coeur. Ce mode de pilotage a aussi l’avantage de réduire grandement le rejet d’effluents. Aujourd’hui, les unités de types CPY et P4 fonctionnent toutes avec le mode G, soient 48 des 58 réacteurs français en exploitation. Les réacteurs de type CP0 et N4 fonctionnent avec le mode A. Au départ, les paliers N4 avaient été conçus pour fonctionner avec le mode X plus avancé mais ce dernier a été abandonné car il pouvait poser des problèmes de sûreté dans des configurations particulières (Kerkar and Paulin, 2008). L’EPRTM aura des capacités de manoeuvrabilité encore plus élevées grâce à un nouveau mode de pilotage, le mode T.
Complètement automatique, il permet une réduction accrue de rejet d’effluents (Choho, 2013). Le Tableau II—1 présente les limites théoriques de manoeuvrabilité associées aux différents paliers du
parc nucléaire. Ce qui y est présenté est théorique en fonctionnement classique. Dans la réalité, les
rampes maximales admissibles sont de 5%Pn, réacteur/min (dimensionnement du retour instantané en puissance) pour l’ensemble des réacteurs, même les CP0 et N4.
Au niveau européen, les opérateurs nucléaires collaborent depuis 1990 pour établir les spécifications minimum à respecter pour les nouveaux designs de réacteurs en termes de sûreté, de performances et de capacité de flexibilité à travers la publication du document « European Utility Requirements », actualisé régulièrement, la dernière révision datant de 2012. Il pointe, en particulier, la nécessité de continuer à améliorer les potentiels de flexibilité des centrales nucléaires. Les exigences minimales prescrites sont de deux suivis de charge par jour, cinq par semaine et 200 par campagne (European Utility Requirements, 2012). Cependant, Lebreton (2012) indique des valeurs hautes à ne pas dépasser pendant la durée de vie du réacteur : le nombre de suivis de charge maximal est d’environ 20 000 pour les REP (40 ans) et 36 000 pour l’EPRTM (60 ans).
A l’échelle du parc de réacteurs nucléaires, la limitation des variations de puissance totale est intimement liée à la dynamique du parc en fonctionnement et à ses contraintes organisationnelles, économiques et administratives. Les critères principaux qui régissent le choix de la participation des réacteurs au suivi de charge sont :
– leur disponibilité à manoeuvrer : par exemple, en dehors des phases de maintenance et d’essais périodiques (EDF, 2013) ;
– l’avancement du réacteur dans la campagne : la Pmin, réacteur d’un réacteur varie au cours de la campagne. Après 60-65% de la campagne, le niveau de bore de plus en plus bas entraîne l’augmentation de la Pmin,réacteur jusqu’à atteindre 90% Pn,réacteur à 90% de la campagne (augmentation linéaire) (EDF, 2013). Le suivi de charge peut commencer après 2 semaines de fonctionnement (Lokhov, 2011) ;
– le placement des arrêts : si par exemple, un réacteur est appelé à décaler son arrêt pour rechargement, il sera appelé en priorité pour réaliser du suivi de charge de façon à préserver le plus possible son combustible. La baisse de puissance permet au réacteur de gagner en réactivité grâce aux effets des contre-réactions (baisse de température du modérateur et du combustible).
En moyenne, les campagnes sont prolongées de 30 à 35 Jours Equivalents Pleine Puissance26 (JEPP) (opérations dites de « stretch out ») (Kerkar and Paulin, 2008) ;
– la minimisation du relâchement d’effluents sur l’ensemble du parc : au début de la campagne, une dilution de la concentration en bore engendre moins de volumes d’effluents qu’à la fin de la campagne (EDF, 2016).
Un plan d’action est lancé par EDF pour augmenter le nombre de réacteurs aptes à manoeuvrer régulièrement. Les améliorations à venir sont plutôt de nature organisationnelle : gestion améliorée de la maintenance, diminution du nombre d’essais périodiques, meilleure formation des opérateurs par exemple (EDF, 2013).
Les différentes contraintes lors du fonctionnement en suivi de charge sont récapitulées en Figure II— 4. Des valeurs numériques sont exposées lorsqu’elles sont disponibles dans la littérature.
Deux critères permettant d’évaluer la capacité des centrales programmables à réaliser du suivi de charge sont exposés au Tableau II—2 pour différents types de centrales : la durée de démarrage et la rampe de puissance maximale. Les données de Bruynooghe et al. (2010) ont été complétées par celles de Savolainen et al. (2015). Les durées de démarrage sont indiquées pour des arrêts à chaud et à froid.
Elles correspondent au temps nécessaire pour connecter les différents types de centrales au réseau.
Les turbines à combustion et les centrales à gaz ont été historiquement conçues pour être flexibles de façon à répondre rapidement à des gradients de puissance importants. Le ratio entre leurs coûts fixes et leurs coûts variables fait d’elles des centrales adaptées au suivi de charge. Les centrales à charbon et les centrales nucléaires présentent globalement les mêmes capacités de manoeuvrabilité. Bien que possédant des rampes de puissance maximales admissibles plus faibles que les centrales à gaz, le potentiel des réacteurs nucléaires est plus fort de par leur puissance nominale, plus de deux fois plus élevée que les centrales à gaz.

Flexibilité des réacteurs nucléaires : influence sur la performance et la durée de vie des composants

Le fonctionnement en suivi de charge sollicite plus le réacteur que le fonctionnement en base. D’abord, les gros composants, y compris ceux qui ne sont pas remplaçables comme la cuve, subissent plus de contraintes thermiques et mécaniques. L’usure supplémentaire peut apparaître au bout de quelques années de fonctionnement. Il est alors difficile de discerner l’usure normale de l’usure additionnelle liée au suivi de charge (Keppler and Cometto, 2012). Par ailleurs, les matériels non remplaçables sont dimensionnés pour un nombre défini de transitoires pendant la durée de vie de l’installation (seuil non pénalisant puisque surdimensionné à la conception) et les règles d’exploitation en suivi de charge sont conçues pour ne pas dépasser les seuils admissibles de fatigue thermique des composants.
De plus, ce mode de fonctionnement fait appel plus fréquemment à certains systèmes comme les mécanismes de grappes ou le système de contrôle volumétrique et chimique (gestion du bore). Ces matériels peuvent nécessiter des besoins en maintenance supplémentaires. Les mécanismes de grappes se change par exemple après un certain nombre de manoeuvres (EDF, 2013). Enfin, les stress thermiques et mécaniques appliqués à la pastille de combustible et à la gaine ont une importance de taille dans la possibilité de manoeuvrer. En particulier, le phénomène d’IPG limite le nombre de descentes en palier bas admissibles par le réacteur pendant une certaine période (les crédits de descente sont récupérables au bout d’un certain temps à Pn, réacteur) (EDF, 2016). L’expérience française et allemande montre que le suivi de charge journalier n’affecte pas le taux de rupture de gaine par IPG sur le parc (Lokhov, 2011).
Selon EDF, le fonctionnement en suivi de charge n’a quasiment pas d’impact sur le circuit primaire. Les conséquences des gradients de température se font surtout ressentir dans le circuit secondaire (vieillissement prématuré des échangeurs de chaleur, usure des tuyauteries), ce qui peut entraîner un taux d’arrêts fortuits plus important. Les programmes de maintenance préventive incluent des contrôles associés au suivi de charge (EDF, 2013).
En comparant le nombre d’arrêts fortuits de 10 réacteurs de 900 MWe opérant en base par rapport à ceux qui participaient au suivi de charge en 2012, les résultats d’EDF montrent une hausse du nombre d’arrêts fortuits pour les réacteurs en suivi de charge : 2% de leurs arrêts sont fortuits contre 1,4% pour les réacteurs fonctionnant en base (EDF, 2013). Une autre étude d’EDF estime la
perte du facteur de disponibilité27 (kd) de ces réacteurs à -1,8% (150 heures pendant l’année) (Bruynooghe et al., 2010). Sur les bases de données disponibles publiquement (base de données PRIS de l’AIEA (2015)), Bruynooghe et al. (2010) a réalisé une analyse statistique pour évaluer les corrélations entre disponibilité et fonctionnement en suivi de charge des réacteurs en service en Europe. Ses conclusions montrent qu’en moyenne le nombre d’arrêts fortuits augmente avec le suivi de charge et que le facteur de disponibilité peut être réduit de 0,7 à 1,4%. En résumé, le suivi de charge a tendance à réduire le facteur de disponibilité de 0,5% à 2% environ.
La moins grande disponibilité des réacteurs liée à un surcroît de maintenance et le nombre accru d’arrêts fortuits seraient responsables de l’essentiel des surcoûts liés au suivi de charge (EDF, 2013). Cependant, aucune étude officielle n’estime les coûts additionnels associés au mode de fonctionnement en suivi de charge. Les données techniques disponibles sont limitées et le nombre de paramètres qui entrent en jeu est souvent trop important pour pouvoir quantifier l’effet réel du suivi de charge seul. En termes d’investissements pour modifier les designs, aucune dépense supplémentaire n’est nécessaire sur les réacteurs puisque les designs ont été conçus pour cela (sauf à la marge pour les réacteurs les plus anciens). De plus, aucun lien n’est établi entre la durée de vie des réacteurs et leur fonctionnement en suivi de charge (Keppler and Cometto, 2012).
La composante principale de coût associée au fonctionnement en suivi de charge est de loin la baisse du facteur de charge (Keppler and Cometto, 2012), (Hirth et al., 2015). D’après les données PRIS de l’AIEA (2015), l’écart entre le facteur de disponibilité et le facteur de charge du parc nucléaire français entre 2008 et 2014 équivaut à une non-production annuelle comprise entre 20 et
30 TWhe (soit environ entre 3,5 et 5% du potentiel). Cette non-production est majoritairement liée à la participation dans les services systèmes, puis au suivi de charge journalier (EDF, 2013).
D’après Bruynooghe et al. (2010), la perte de production associée au suivi de charge journalier du parc nucléaire français est de 62 heures par an en moyenne (soit 0,7% du potentiel).

La pratique

Après avoir abordé les aspects théoriques, nous explorons maintenant le comportement actuel du parc nucléaire en termes de variations de puissance. Pour ce faire, nous scindons l’analyse en deux, une première analyse est réalisée à l’échelle du parc nucléaire (profil global), l’autre à l’échelle des réacteurs considérés séparément. La connaissance pratique du comportement du parc nucléaire aux deux échelles servira de base pour l’analyse prospective et nous permettra de l’orienter en choisissant des indicateurs pertinents.

Flexibilité actuelle du parc nucléaire

Dans une première étape, nous concentrons l’analyse sur le profil global du parc nucléaire. Indépendamment du comportement individuel des réacteurs, nous interrogeons la dynamique de production nucléaire à l’échelle du parc tout entier. Quelles sont les caractéristiques de production du parc nucléaire actuel ? Comment fait-il varier sa puissance, à quelle fréquence et à quel moment de l’année ? Peut-on observer une évolution des profils annuels sur les dernières années ? Pour répondre à ces questions, nous utilisons les données de RTE, disponibles publiquement. Elles rassemblent la production nette au pas horaire du parc nucléaire entre 2008 et 2011 et au pas demi-horaire entre 2012 et 2015 (RTE, 2008-2015). Pour harmoniser les comparaisons, nous utilisons l’ensemble des données au pas horaire.
Comme nous pouvons le constater en comparant les courbes de production nucléaire, leurs caractéristiques générales sont semblables d’une année sur l’autre, c’est pourquoi nous choisissons d’étudier un profil en particulier, celui de l’année 2015. Sur la Figure II—5 sont représentés les profils de consommation électrique et de production nucléaire pour l’année 2015 au pas horaire.
Le graphique de la Figure II—5 permet de mettre en évidence une corrélation forte entre le profil de
consommation et la production du parc nucléaire (le coefficient de corrélation est égal à 0,86). En hiver, la contribution de la puissance nucléaire est majoritaire dans la pointe de consommation. En intersaison et en été, la production nucléaire devient fréquemment marginale et supérieure à la consommation intérieure. Le complément d’électricité produit est ainsi exporté. L’écart de puissance entre le niveau de production en hiver et celui observé au printemps et en été peut atteindre jusqu’à 30 GWe environ.
Cette corrélation se matérialise aussi à l’échelle de la semaine et de la journée. C’est ce que nous souhaitons mettre en lumière grâce à la Figure II—6. Les graphes représentent la production nucléaire nette, au pas horaire, sur deux semaines consécutives, choisies aléatoirement, à chaque saison de l’année 2015, d’après RTE (2008-2015). Pour des raisons de lisibilité, la consommation intérieure n’y est pas représentée.

Table des matières

CHAPITRE I. INTRODUCTION GENERALE : UNE TRANSITION FRANÇAISE ASSOCIANT L’ENERGIE NUCLEAIRE ET LES ENERGIES RENOUVELABLES VARIABLES DANS UN MIX ELECTRIQUE BAS-CARBONE DIVERSIFIE
1. Le couple énergie/climat en Europe
2. La transition énergétique française
3. Energie nucléaire et énergies renouvelables variables dans le mix électrique français
4. Intégration des énergies renouvelables variables dans un système électrique : fiabilité et
marchés de l’électricité
5. Problématique, méthodologie et choix de scénarios
5.1. Problématique
5.2. Méthodologie : une approche interdisciplinaire
5.3. Choix de scénarios
6. Organisation de la thèse
7. Références
CHAPITRE II. INTERACTIONS ENTRE ENERGIE NUCLEAIRE ET ENERGIES RENOUVELABLES VARIABLES : QUELLE FLEXIBILITE PERMISE PAR LE PARC NUCLEAIRE FRANÇAIS ?
1. Introduction
1.1. Le parc nucléaire français
1.2. Revue de littérature : quels effets de l’intégration de l’éolien et du solaire sur les variations de
puissance demandées aux centrales programmables ?
1.3. Plan du chapitre
2. Etat des lieux de la flexibilité actuelle du parc nucléaire français : de la théorie à la pratique
2.1. La théorie
2.1.1. Flexibilité des réacteurs nucléaires : contexte et possibilités techniques
2.1.2. Flexibilité des réacteurs nucléaires : limites
2.1.3. Flexibilité des réacteurs nucléaires : influence sur la performance et la durée de vie des composants
2.2. La pratique
2.2.1. Flexibilité actuelle du parc nucléaire
2.2.2. Flexibilité actuelle des réacteurs nucléaires
2.3. De la théorie à la pratique
2.3.1. Confrontation de la théorie à la pratique à l’échelle des réacteurs
2.3.2. Choix de modélisation pour l’analyse prospective : de l’échelle des réacteurs à l’échelle du parc nucléaire
2.4. Conclusion partielle
3. Analyse prospective de la contribution du parc nucléaire à la flexibilité du mix électrique français
3.1. Méthodologie
3.1.1. Modélisation prospective des profils temporels de production nucléaire
3.1.2. Démarche adoptée pour évaluer les besoins de flexibilité du parc nucléaire
3.1.3. Evènements extrêmes : modèle « Pnuc basse »
3.1.4. Evènements extrêmes : modèle « Arrêts/démarrages »
3.2. Participation du parc nucléaire français à la flexibilité
3.2.1. Composition du mix électrique français dans les scénarios prospectifs
3.2.2. Caractérisation des profils temporels de production nucléaire
3.2.3. Evènements extrêmes : puissances basses
3.2.4. Evènements extrêmes : arrêts/démarrages
4. Conclusion
5. Références
CHAPITRE III. INTERACTIONS ENTRE ENERGIE NUCLEAIRE ET ENERGIES RENOUVELABLES VARIABLES : QUELS COUTS POUR UN PARC NUCLEAIRE FRANÇAIS FLEXIBLE ?
1. Introduction
1.1. Effets de l’intégration des énergies renouvelables variables dans un système électrique sur le
taux d’utilisation et la composition du système résiduel
1.2. Composition optimale d’un mix électrique
1.3. Coût de l’intermittence
1.4. Plan du chapitre
2. Coût de la flexibilité du nucléaire : méthode
2.1. Démarche générale
2.2. Choix de méthode pour déterminer la capacité nucléaire en base
2.3. Coût de la flexibilité du nucléaire
2.3.1. LCOE du parc nucléaire
2.3.2. Hypothèses détaillées de coûts
3. Coût de la flexibilité du nucléaire : résultats
3.1. Coût de la flexibilité du nucléaire
3.1.1. Caractéristiques de parcs nucléaires prospectifs fonctionnant en base
3.1.2. Energie nucléaire disponible pour la modulation de puissance et coût de la flexibilité du nucléaire dans des scénarios prospectifs
3.2. Des leviers pour réduire le coût de la flexibilité du nucléaire et rendre le parc nucléaire compétitif avec un mode de fonctionnement flexible
3.2.1. Un levier transitoire pour réduire le coût de la flexibilité du nucléaire : opter pour un remplacement progressif du parc de réacteurs REP de deuxième génération
3.2.2. Coût de la flexibilité : comparaison entre l’option nucléaire et l’option gaz
3.2.3. Des leviers au sein du système électrique pour réduire le coût de la flexibilité du nucléaire
4. Conclusion
5. Références
CHAPITRE IV. ADAPTER LE PARC ELECTRIQUE FRANÇAIS AUX ENERGIES RENOUVELABLES VARIABLES GRACE A UN PARC NUCLEAIRE FLEXIBLE VIA DE NOUVEAUX USAGES : UNE ANALYSE TECHNICO-ECONOMIQUE ET PROSPECTIVE DE LA COPRODUCTION D’HYDROGENE
1. Introduction
2. Un parc nucléaire flexible via la coproduction d’hydrogène : contexte et description du système
2.1. Etat des lieux des marchés de l’hydrogène
2.1.1. La demande d’hydrogène
2.1.2. La production d’hydrogène
2.2. Offre d’hydrogène par le parc nucléaire
2.2.1. Choix des scénarios
2.2.2. Description du système : vers un système énergétique hybride ?
3. Un parc nucléaire flexible par la coproduction d’hydrogène : méthodologie, hypothèses et résultats
3.1. Attractivité des segments de marché de l’hydrogène : méthode
3.1.1. Démarche générale
3.1.2. Méthode détaillée par segment de marché
3.1.3. Volumes des segments de marché
3.2. Attractivité des segments de marché de l’hydrogène : résultats
3.3. Offre d’hydrogène par le parc nucléaire : méthode
3.3.1. Profils de puissance nucléaires disponibles pour la production d’hydrogène
3.3.2. Coût de l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire : modélisation et hypothèses
3.4. Offre d’hydrogène par le parc nucléaire : résultats
3.4.1. Volumes disponibles pour la production d’hydrogène
3.4.2. Coûts de production de l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire
3.5. Attractivité des marchés et production d’hydrogène par le parc nucléaire : quelle adéquation ?
3.5.1. Coûts de production, coûts objectifs et volumes : quelle adéquation ?
3.5.2. Analyse de sensibilité
3.5.3. Quel bilan CO2 pour la France ?
4. Production d’hydrogène nucléaire : quel gain pour le système électrique français ?
4.1. Méthode : comparaison du système électrique français au système hybride
4.2. Résultats : des synergies entre énergie nucléaire et énergies renouvelables variables
5. Conclusion
6. Références
CHAPITRE V. CONCLUSION GENERALE
Publications et conférences
Annexes

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