Modeling the effects of nuclear fuel reservoir operation in a competitive electricity market
Résumé
In many countries, the electricity systems are quitting the vertically integrated monopoly organization for an operation framed by competitive markets. In such a competitive regime one can ask what the optimal operation/management of the nuclear generation set is. We place ourselves in a medium-term horizon of the management in order to take into account the seasonal variation of the demand level between winter (high demand) and summer (low demand). A flexible nuclear set is operated to follow a part of the demand variations. In this context, nuclear fuel stock can be analyzed like a reservoir since nuclear plants stop periodically (every 12 or 18 months) to reload their fuel. The operation of the reservoir allows different profiles of nuclear fuel uses during the different seasons of the year. We analyze it within a general deterministic dynamic framework with two types of generation : nuclear and non-nuclear thermal. We study the optimal management of the production in a perfectly competitive market. Then, we build a very simple numerical model (based on data from the French market) with nuclear plants being not operated strictly as base load power plants but within a flexible dispatch frame (like the French nuclear set). Our simulations explain why we must anticipate future demand to manage the current production of the nuclear set (myopia can not be total). Moreover, it is necessary in order to ensure the equilibrium supply-demand, to take into account the non-nuclear thermal capacities in the management of the nuclear set. They also suggest that non-nuclear thermal may remain marginal during most of the year including the months of low demand.
Dans de nombreux pays, les systèmes d'électricité sont en train de quitter l'organisation de monopole verticalement intégré pour une opération encadrée par des marchés concurrentiels. Dans un tel régime concurrentiel, on peut se demander ce qu'est l'opération/la gestion optimale du parc de génération nucléaire. On se place dans un horizon "moyen terme" de la gestion afin de prendre en compte les variations saisonnières du niveau de demande entre l'hiver (forte demande) et l'été (basse demande). Un parc nucléaire flexible permet de suivre une partie des variations de la demande. Dans ce cadre, le stock de combustible nucléaire peut être analysé comme un réservoir puisque les centrales nucléaires s'arrêtent périodiquement (tous les 12 ou 18 mois) pour recharger leur combustible. La gestion de ce réservoir permet des profils différents d'usages de combustible nucléaire au cours des différentes saisons de l'année. On se place dans un cadre dynamique déterministe général avec deux type de génération : nucléaire et thermique non-nucléaire. Nous étudions la gestion optimale de la production dans un marché parfaitement concurrentiel. Ensuite, nous construisons un modèle numérique très simple (basé sur les données du marché français) où les centrales nucléaires ne sont pas opérées à production constante, mais dans un cadre de placement flexible (comme le parc nucléaire français). Nos simulations expliquent pourquoi il faut anticiper la demande future pour gérer la production actuelle du parc nucléaire (la myopie ne saurait être totale). Il faut de plus pour assurer l'équilibre offre-demande prendre en compte les capacités thermiques non nucléaires dans la gestion du parc nucléaire. Elles suggèrent que le thermique non-nucléaire peut rester marginal pendant la majeure partie de l'année, y compris durant les mois de basse demande.
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