Europe is currently experiencing a Power Crunch which could stay for a while.
For medium-term (for 2025) there is an untapped massive dispatchable and zero carbon electricity source in Western Europe :
EDF nuclear reactors.
Let me explain :
EDF reactors are an oddity in the Western World. They were pretty much never uprated.
The French Nuclear Industry did studies for some but thought there was "not enough demand" and the plans didn't go through.
There are already work done to push P4 (1300 MWe) to 1400 MWe.
And also the industry uprated foreign CP models from 900 MWe to more than 1000 MWe.
On the entire french fleet, there is at least a 6 GWe potential, to go from 63 GWe (post EPR start-up) to 69 GWe.
If you add to this the fact that EDF has the worst disponibility factor (less than 70%) for LWR in the Western World which could easily fo to 85% (Western Average) if maintenances were correctly done on time, it means you could go from 375 TWh/y to 514 TWh/y.
Interconnections between France and it's neighbors will grow to around 25 GWe in 2025/2026.
If you look at short/medium terms solutions for the European Grid, there is nothing better suited than to uprate and improve performance of the French Nuclear Fleet.
This huge untapped potential is not something you hear often about.
It will probably be interesting for European energy analysts :
Il y a 4 jours, les US et la Corée ont annoncé qu'ils allaient collaborer sur les marchés exports en matière de réacteurs.
Je vais décrypter cette annonce qui est probablement une des plus importantes pour le nuc civil occidental depuis des années.
10 à 30 réacteurs d'ici 2030 !
Tout d'abord expliquons un peu de quoi il est question niveau matos.
L'APR1400 de KHNP (Corée) est issu de la technologie System 80 dont Westinghouse (US) est propriétaire. Donc déjà de base, il y avait une forte collaboration et un droit de regard américain sur les exports.
Ainsi quand KHNP a remporté le contrat pour la construction d'une centrale de 4 réacteurs à Barakah aux Emirats pour 24 G$, Westinghouse a assuré 10% du scope.
C'est probablement l'opération la plus rentable pour l'américain dans la dernière décennie.
So here are the facts about the Texas (ERCOT) blackout situation :
1) Interconnections would not have change anything as all the majors grids close to Texas where struggling too (SPP did rolling blackouts, MISO without reserve capacity to spare ect.).
2) Wind and Solar are completely unreliable, even worst than expected :
Solar go away with snow and night (no shit Sherlock) and produced 0 MWe when electricity was the most needed. But ERCOT was expecting only 0,7 GWe.
ERCOT expected than 6 GWe on its 30 GWe wind capacity would produced. In fact it felt at 0,6 GWe.
As expected by serious european grid managers, wind assured disponibility factor is less than 2% not 20%.
Thankfully, wind was just 30 GWe. It would have been worst in a few years.
Et voilà le Department of Energy (DOE) américain qui vient financer également, avec 1,35 G$, le CFPP, le projet de centrale de 12 modules NuScale (720 MWe) sur l'Idaho National Laboratory.
Ce financement était nécessaire à la viabilité du projet. En effet, les 33 membres du consortium UAMPS ne voulaient pas investir dans cette centrale si le coût du MWh n'était pas de 55 $ ou moins environ.
Or, bien que le coût de construction soit estimé à 3,6 G$ (5000$/kWe), le coût total en capital, à cause du financement d'un projet novateur de ce type, a été estimé récemment à 6,1 G$ (8500 $/kWe), ce qui conduisait à un coût de l'électricité (LCOE) de 65$/MWh.
Parce qu'il ne faut pas être dogmatique, je me suis dit que j'allais reproduire le graphique ci-dessous de 2015 avec des données actualisées de 2019. Pour voir si ça avait évolué depuis.
La démonstration théorique de pourquoi les EnRI font exploser le coût de l'électricité est très simple et purement logique. Mais l'expérience prévaut sur le modèle, en bon usage de la méthode scientifique. J'étais donc prêt à revoir ma position si jamais.
Vous savez avec les délires du type "le solaire est l'énergie la moins chère de tout les temps" et autres affirmations péremptoires de nos lobbyistes et consultants en carton pâte favoris (vous savez de qui je parle), le doute était permis. Sans côté les modèles num d'arnaqueurs.
Ce coup ci un thread sur l'annonce d'OPG et son plan probable en matière de SMR :
Donc OPG, le propriétaire de toutes les centrales nucléaires de l'Ontario (et donc de la totalité de la capacité canadienne à l'exception d'un unique réacteur au Nouveau Brunswick) a annoncé avoir sélectionné trois designs pour son programme de SMR.
C'est à dire les designs qui seront potentiellement construits dans l'Ontario, mais aussi au Saskatchewan et dans l'Alberta, selon toute probabilité. Le Nouveau Brunswick a son propre programme et les autres provinces n'ont pas besoin de nucléaire pour leurs réseaux électriques.
Alors vu que les "grands consultants" n'ont apparemment aucune connaissance en la matière, on va faire un petit topo sur la question : "Mais par quoi est remplacé une centrale nucléaire qui s'arrête en Europe ?"
Je n'oublie pas Nico, plus mesuré, mais pas moins de mauvaise foi. Je ne pense pas que ces deux là sont réellement ignares mais plutôt d'une mauvaise foi sans limite sur le sujet. Après ils défendent ce qu'on leur dit de défendre, ils sont payés pour ça :
Premier cas : Ignalina (2,7 GW fermé en 2009 en Lithuanie).
La centrale fournissait 70% de l'électricité du pays.
Elle a été remplacé par : 110 MW de gaz local, 30 MW de biomasse locale, 700 MW d'imports décarbonés de Suède, 500 MW d'imports de charbon polonais