Cet article édité par l’Institut Walden a été publié dans La Tribune le 9 mars 2018

Un des volets de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) concerne le développement équilibré des réseaux, du stockage, de la transformation des énergies et du pilotage de la demande d’énergie. Sur la question de ce pilotage, la modulation de l’énergie nucléaire requise pour l’intégration des énergies renouvelables intermittentes (EnR) est potentiellement génératrice de problèmes à la fois techniques et économiques. Par Géry Lecerf, directeur affaires publiques dans le secteur de l’énergie, membre du comité d’experts de l’Institut Walden.

Lors d’un récent atelier du 16 janvier destiné à préparer la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), il a été décidé que seuls deux des scénarios du Bilan prévisionnel de RTE seraient présentés : « Ampère » et « Volt ». Ces scénarios font reposer le mix électrique sur deux piliers principaux, EnR et nucléaire. Pour Ampère, 149 GW d’EnR en 2035 et 48,5 GW de nucléaire, soit une baisse de 14,5 GW (hors Fessenheim) correspondant au déclassement de 16 réacteurs «900 MW». Pour Volt, un pilotage économique du nucléaire avec développement soutenu des ENR, soit 116 GW en 2035, et 55 GW de nucléaire, soit une baisse de 8 GW d’ici 2035 – hors Fessenheim – correspondant au déclassement de 9 réacteurs de 900 MW.

A cette binarité nucléaire / EnR est associée, bien évidemment, une exigence de développement de la flexibilité du système électrique. L’ajout d’énergies renouvelables intermittentes fait apparaître des besoins supplémentaires en back-up dans le court terme et dans le long terme pour garantir le niveau de fiabilité objectif [1], que ce soit au niveau de la production ou de la demande.

“Ampère” : l’hypothèse de flexibilité du parc nucléaire est centrale

Ce back-up, selon le scénario Ampère, peut reposer « sur les effacements, le pilotage de la recharge des véhicules électriques, une flexibilité accrue du parc nucléaire, ou le stockage par batteries », options « en concurrence » pour fournir au système ses besoins de flexibilité. Toutefois, l’hypothèse de flexibilité du parc nucléaire est centrale, comme l’indique l’analyse du scénario Ampère :

« Au niveau européen, la consommation peut alors être entièrement alimentée par les énergies renouvelables, fatales et le nucléaire. Il en résulte des enjeux nouveaux pour le système électrique, puisque l’une ou l’autre de ces deux filières doit alors moduler à la baisse […]. En réalité, la gestion de ces situations dépendra donc des facultés de modulation du parc nucléaire, qui auront un impact direct sur les volumes de déversement. Les arbitrages à trouver sont de nature technique et économique (arbitrer entre les coûts d’un parc nucléaire flexibles et ceux d’un déversement d’une production [renouvelable fatale] à coût marginal nul). »

On note ainsi que dans les scénarios Ampère et Volt, la modulation du parc dispatchée doit ainsi évoluer à la hausse (+10 à +20 GW à horizon 2035).

Or, cette évolution vers une sur-modulation n’a quasiment pas été débattue jusqu’à présent, sauf de manière académique ou diffuse sur les réseaux sociaux.

L’objet ici n’est pas de s’opposer sans nuance au choix de moduler le parc nucléaire. Cette modulation existe et permet aujourd’hui de tenir compte notamment de la thermo-sensibilité de la consommation d’électricité française [2]. Il s’agit simplement, d’une part, de questionner l’hypothèse selon laquelle un accroissement de cette modulation, en termes de volume et de réactivité, est une des clefs d’une transition vers une part accrue de renouvelables dans notre mix, et, d’autre part, de souligner la nécessité que ses implications « techniques et économiques » soient clairement documentées [3] afin d’étayer la décision finale dans le cadre de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.

Nucléaire : des coûts fixes massifs et des coûts variables faibles

Moduler la puissance des réacteurs ne tombe pas sous le sens, dans la mesure où, en raison des coûts fixes massifs et des coûts variables faibles qui caractérisent le nucléaire, il convient, pour rentabiliser les investissements initiaux, de produire le plus possible, idéalement tout le temps et à pleine charge.

Ensuite, moduler la puissance des réacteurs n’a rien d’évident. Cette opération repose sur la contrainte de maintenir la réaction de fission afin d’éviter qu’elle ne s’interrompe (par exemple si les atomes en se brisant ne créent pas assez de neutrons pour générer la fission suivante). C’est tout l’enjeu du système de surveillance du cœur. Il s’agit donc d’une question d’équilibre.

Mise en œuvre depuis les années 1980 en France pour certains réacteurs, le fonctionnement en mode suivi de charge des centrales nucléaires leur permet de réguler leur niveau de puissance en fonction des variations de la demande. Le seuil minimum de puissance des tranches nucléaires est actuellement de 20% [4]. Aujourd’hui, les réacteurs nucléaires sont donc capables d’ajuster jusqu’à 80% leur puissance, à la hausse ou à la baisse, et ce, en 30 minutes [5]. EDF semble donc avoir réalisé d’important progrès depuis les années 2010, sans toutefois que ceux-ci aient été semble-t-il suffisamment documentés.

Avantages et limites de la modulation

L’hypothèse d’un développement accélérée des EnR accompagné par la flexibilité du parc nucléaire, impliquerait, selon certaines hypothèses [6], d’accroître fortement le besoin de modulation et d’aller au-delà de 20%, avec jusqu’à 200 arrêts par an par réacteur, niveaux qui n’est pas sans susciter des interrogations [7].

Il faut ensuite souligner que sur le plan technique, la modulation présente à la fois des avantages et des limites.

Certains effets indésirables sont clairement identifiés par la littérature scientifique. En termes de disponibilité, selon les études, l’impact du suivi de charge sur le facteur de disponibilité moyen des unités serait d’environ 1,2%-1,8% [8]. En effet, moduler le parc nucléaire dégrade sa capacité à fonctionner en permanence à pleine charge et peut donc affecter sa disponibilité.

En termes de contraintes techniques, on peut mentionner l’usure plus rapide des mécanismes sollicités (ex : système de contrôle des barres de bore) [9], les fortes variations de température dans le réacteur et contraintes mécaniques induites, l’apparition de produits de fissions indésirables (tel que le Xénon), les contraintes mécaniques induites (par exemple, dans la partie condenseur, une sollicitation des tubes en cyclage thermique rapide ; dans la partie cuve, un gonflement des tubes de combustible par génération de produits de fission gazeux, …). Des études de l’AIEA [10] ou de l’OCDE [11] confirment ces effets induits [12].

Fatigue accélérée des réacteurs et problème de sûreté

L’enjeu principal est de savoir dans quelle mesure la fatigue accélérée des réacteurs a des implications en termes de sûreté. Cette question semble disputée [13] selon qu’elle touche ou non les gros composants.

Il convient de noter que la délivrance des autorisations pour le suivi de charge est spécifique à chaque pays. En France et en Allemagne, par exemple, le suivi de charge est envisagé au début de la procédure de délivrance des autorisations et l’électricien n’a besoin d’aucune autre autorisation pour fonctionner en régime flexible. Dans les autres pays, le suivi de charge est soumis à des restrictions : aux États-Unis, par exemple, le suivi de charge automatique n’est pas autorisé.

En termes économiques, le bilan est contrasté. La modulation induit indubitablement des coûts liés l’usure de composants, au besoin de maintenance accrus [14], aux éventuels besoins d’investissements supplémentaires sur les anciennes centrales, notamment en matière de contrôle-commande. A l’opposé, la modulation créée des opportunités de gains obtenus via le système électrique et le marché. Ainsi, des gains liés au service d’équilibrage rendus par le nucléaire peuvent être dégagés. Ces revenus additionnels, dans un mix marqué par un fort développement des EnR, nécessiteraient davantage d’analyses [15]. Il faut en outre souligner que l’équilibre économique de la modulation des centrales françaises repose sur le fait que beaucoup de centrales modulent en même temps, ce qui pose question dans une perspective de réduction du nombre de réacteurs.

Flexibilité : les potentiels de production d’hydrogène du parc nucléaire

Ajoutons que la disponibilité entre évidemment en jeu. Il faut enfin noter que des études analysent les potentiels de production d’hydrogène par le parc nucléaire français en soutien aux services de flexibilité qu’il peut offrir au système électrique. Cette potentialité devrait être intégrée dans l’analyse de coûts.

Revenir sur les capacités de modulation du parc nucléaire n’est probablement pas souhaitable. Toutefois, il n’est pas déraisonnable de considérer qu’accentuer cette sur-modulation pourrait être contre-productif sur le plan économique, technique voire de la sûreté. Certaines analyses, a contrario des tenants d’une modulation accrue du parc nucléaire, font du caractère massif du parc nucléaire français un obstacle au développement des EnR, en particulier de l’éolien [16].

Sur-modulation, binarité… le débat sur les sources de flexibilité est nécessaire

Sans vouloir trancher ici ce débat, il convient a minima de se poser la question de faisabilité d’une sur-modulation. Selon Camille Cany [17], « même si le parc possède une marge de manœuvre pour réaliser plus d’opérations de flexibilité, la présence d’éolien et de solaire à des taux supérieurs à 30% paraît difficilement soutenable techniquement par lui seul ». Il est donc probablement hâtif voire hasardeux de considérer que la possibilité de sur-modulation du parc nucléaire est forcément un atout pour développer résolument les énergies renouvelables électriques. Au final, c’est donc bien la binarité proposée dans les scénarios Ampère et Volt qu’il conviendrait d’interroger.

D’autres sources de flexibilité existent, citées par ces mêmes scénarios (effacements, pilotage de la recharge des véhicules électriques, stockage par batteries), auxquelles on peut ajouter un apport plus ou moins transitoire des centrales à cycles combinés gaz (cf. le scénario Hertz de RTE), le développement de STEP (dont le modèle économique, dépendant d’une différence peak/off peak très marquée, est plus qu’incertain malgré de récentes réductions sur le tarif de transport d’électricité) ou encore l’export. Au même titre que la modulation du parc nucléaire, ces possibilités ne sont pas sans incertitudes. Les négliger serait regrettable pour la transition énergétique. Il est probable que la solution idéale que devrait dégager l’exercice de programmation pluriannuelle ne sera pas un copier-coller d’un seul scénario, mais un entre-deux qui devra être défini en questionnant clairement chacune des hypothèses, modulation du nucléaire y compris.

NOTES

[1] Interactions entre énergie nucléaire et énergies renouvelables variables dans la transition énergétique en France, Camille Cany, Thèse de doctorat de l’Université Paris-Saclay, mars 2017. Le back-up opérationnel est constitué de réserves de puissance « pour faire face aux erreurs de prévisions de l’offre et/ou de la demande (« balancing back-up ») gérées par le gestionnaire de réseau en temps réel et de réserves de puissance programmées pour faire face aux variations prévues de l’offre et/ou de la demande. Toutes deux sont amplifiées en présence de sources de production variables dans le système ». Ensuite, il y a un back-up nécessaire à moyen terme qui dépend des programmes de maintenance et d’arrêt et, à plus long terme, un back-up qui dépend des investissements et qui est couverts par les signaux d’investissements ce qui inclut des logiques capacitaires (ex : mécanisme de capacité).

[2] Cette modulation se fait à l’échelle annuelle (modulations saisonnières), hebdomadaire (jours de semaine/week-end) et journalière (pointe/hors pointe). La modulation journalière peut se schématiser sous la forme de deux périodes journalières (en dehors des heures des jours fériés et samedi-dimanche qui sont toutes hors pointe) : ― les heures de pointe, de 8 heures inclus à 20 heures exclu ; ― les heures hors pointe, de 20 heures inclus à 8 heures exclu).

[3] Nicolas Goldberg, “EDF still has things to prove regarding the flexibility of nuclear. It remains to be seen whether there’s no problem when it’s done every day, when the wind starts blowing and renewable penetration reaches 40 percent.” (Can France Mix Nuclear and Renewable Power?, By Francois De Beaupuy, Bloomberg, 31 janvier 2018 – https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-01-31/french-energy-giant-seeks-survival-by-rewriting-nuclear-rules)

[4] Stéphane Feutry, chargé de Mission Produire EDF / Division de la Production Nucléaire, journée technique de la SFEN (http://www.sfen.org/le-blog-des-energies/nucleaire-flexible-renouvelables)

[5] Selon EDF, 21 GW de puissance peuvent être offerts en 30 minutes (Can France Mix Nuclear and Renewable Power?, By Francois De Beaupuy, Bloomberg, 31 janvier 2018 – https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-01-31/french-energy-giant-seeks-survival-by-rewriting-nuclear-rules). D’après Th. Laconde : « ce chiffre n’est pas représentatif de la marge de manœuvre disponible sur le parc nucléaire français. […]Il serait aussi faux de dire, comme le font certains opposants à l’atome, que le parc nucléaire n’offre aucune manoeuvrabilité mais le chiffre de 21GW en 30 minutes avancé par EDF semble très exagéré. » (https://energie-developpement.blogspot.fr/2018/02/flexibilite-parc-nucleaire-francais-21GW.html)

[6] Le 8 février 2017, l’Agence Nationale de la Coordination de la Recherche pour l’Energie (l’ANCRE), a publié un scénario pour la transition énergétique où il est notamment évoqué la possibilité d’accroître la flexibilité du nucléaire en réduisant le niveau de puissance minimum des tranches.

[7] « Si on veut descendre en dessous, pour l’instant il faut qu’on arrête les réacteurs. Camille Cany (I-tésé/CEA) a travaillé sur ce sujet, elle montre qu’à un horizon de quelques décennies – si les EnR continuent à se développer, ce qui est l’hypothèse de base – on risque d’avoir besoin d’arrêter puis de redémarrer les réacteurs français de façon bien plus régulière, jusqu’à 200 arrêts par an par réacteur. Ce qui commence à faire beaucoup de sollicitations, même si certains affirment qu’il sera toujours possible de gérer ces niveaux-là ; des recherches seront indispensables pour progresser dans cette voie. » (http://lenergeek.com/2017/03/31/nucleaire-jean-guy-devezeaux-de-lavergne/).

[8] « L’impact du suivi de charge sur le facteur de disponibilité moyen des unités est parfois évalué à environ 1,2 % », OCDE, Suivi de charge dans les centrales nucléaires, A. Lokhov (https://www.oecd-nea.org/nea-news/2011/29-2/aen-infos-suivi-charge-29-2.pdf) ; « The added outage needed for the load following sample corresponded to a loss of 1.8% of the availability coefficient Kd » (Load-following operating mode at Nuclear Power Plants (NPPs) and incidence on Operation and Maintenance (O&M) costs. Compatibility with wind power variability, C. Bruynooghe, A. Eriksson, G. Fulli)

[9] Le mode « suivi de charge » (mode X de pilotage de Siemens) aurait ainsi contribué récemment à un incident (oxydation des barres de combustibles) sur les tranches allemandes de la centrale de Brokdorf (https://www.schleswig-holstein.de/DE/Landesregierung/V/Presse/PI/2017_neu/0717/MELUR_170717_Korrosion_Brokdorf.html )

[10] IAEA, Nuclear Flexibility (http://www.cleanenergyministerial.org/Portals/2/pdfs/Aliki%20Van%20Heek%20IAEA.pdf)

[11] Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power Plants (https://www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf)

[12] Voir également Interactions entre énergie nucléaire et énergies renouvelables variables dans la transition énergétique en France, Camille Cany, Thèse de doctorat de l’Université Paris-Saclay, mars 2017.

[13] “one can indeed assume that because of frequent load-following cycles, thermal stresses, fatigue and mechanical constraints, flexible NPPs are likely to age quicker than those operating at base-load. This reduction in NPPs’ lifetime is economically crucial and implies indirect costs of millions of euros. However, according to Framatome ANP, EDF and the French regulatory authority, there is today no clear evidence that load-following will accelerate the ageing of NPPs. Even if they concede that a very small number of pieces of equipment (control rods drives for instance) may be adversely affected, they still argue that proper designs and load-following procedures ensure the core components are not excessively degraded” (http://www.templar.co.uk/downloads/0203_Pouret_Nuttall.pdf) ; “l’impact du suivi de charge sur l’accélération du vieillissement des gros composants des équipements est inexistant ou limité (dans les marges de conception). Toutefois, le suivi de charge exerce une certaine influence sur le vieillissement de certains composants opérationnels (les vannes, par exemple)» (A. Lokhov, op. cit.)

[14] « et il faut donc s’attendre à une augmentation des coûts de maintenance. De plus, les anciennes centrales, pour pouvoir fonctionner en mode de suivi de charge, pourraient être obligées d’effectuer des investissements supplémentaires, notamment en matière de contrôle-commande. » (A. Lokhov, op. cit.) ; Load-following operating mode at Nuclear Power Plants (NPPs) and incidence on Operation and Maintenance (O&M) costs. Compatibility with wind power variability, C. Bruynooghe, A. Eriksson, G. Fulli

[15] « Further research would be necessary to estimate the value of the flexibility provided with the nuclear power in the French power system; this would improve the economics of nuclear power and the profitability of using the nuclear power to balance the wind power variation”. https://halshs.archives-ouvertes.fr/hal-00934217/document

[16] Th. Laconde : « Oui, le nucléaire dispose d’une certaine flexibilité. Mais son utilisation systématique poserait des problèmes techniques et économiques, donc oui aussi, un parc nucléaire disproportionné peut limiter l’intégration des énergies renouvelables intermittentes. Dans le cas de la France, une étude de 2009 […] estime que le parc nucléaire actuel peut s’accommoder sans problème de 25GW d’éolien mais qu’ensuite des problèmes techniques et économiques pourraient se poser… A puissance installée équivalente, on pourra intégrer plus de capacités renouvelables dans un mix électrique dominé par le gaz, et dans une moindre mesure par le charbon, que dans un mix électrique basé sur le nucléaire ». (https://energie-developpement.blogspot.fr/2017/10/flexibilite-nucleaire-integration-renouvelables.html). Et aussi : “If you’re not flexible, you’re going to struggle,” said Jonas Rooze, the head of European power transition at Bloomberg New Energy Finance. “Nuclear is probably incompatible with large volumes of solar and wind.” (Can France Mix Nuclear and Renewable Power?, By Francois De Beaupuy, Bloomberg, 31 janvier 2018)

[17] Thèse précitée.