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Avec bientôt 42 réacteurs nucléaires en service, EDF remonte lentement la pente

Avec bientôt 42 réacteurs nucléaires en service, EDF remonte lentement la pente


EDF rattrape peu à peu son retard et devrait parvenir à la fin de cette semaine à avoir mis en service 42 réacteurs sur les 56 de son parc nucléaire. Mais pour la première fois depuis 42 ans, la France sera cette année importatrice nette d’électricité. Effacer des années de mauvais calculs et de sous-investissements dans les capacités de production électrique ne disparait pas d’un coup de baguette magique.

Faisant face à un manque endémique de personnel qualifié, aux conséquences de trois semaines de grève en octobre menée par la CGT, aux exigences accrues de l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire) sur les problèmes de corrosion sous contrainte (fissures du métal de canalisations) détectés sur certains réacteurs, EDF avait tout de même réussi à remettre en service 40 réacteurs en date du 9 décembre sur les 56 de son parc. Il n’y en avait que 24 qui produisaient de l’électricité à la fin du mois d’août et seulement 34 au début du mois. L’objectif fixé d’avoir 42 réacteurs disponibles début décembre n’a pas été atteint. Il devrait l’être, si tout se passe bien, à la fin de cette semaine. Et EDF devrait avoir 44 réacteurs disponibles au début de l’année prochaine, au lieu de 46 annoncés, et 48 au début du mois de février.

Un pic de consommation à plus de 80 gigawatts cette semaine

Pour rappel, la corrosion sous contrainte touche potentiellement 16 réacteurs, les plus récents. Il s’agit des 4 réacteurs du palier dit N4 de 1.500 MW ainsi que les 12 réacteurs de 1.300 MW, les derniers entrés en service. Les réacteurs concernés le sont parce que la géométrie des coudes des canalisations en acier inoxydable permettant de refroidir en urgence le réacteur a été modifiée. Il est apparu que des torsions de métal provoquaient à la longue des microfissures dans des canalisations qui sont peu utilisées sauf pour des tests et lors d’opérations de maintenance nécessitant le refroidissement à l’arrêt du réacteur. Ce sont des circuits auxiliaires au circuit primaire qui évacuent la chaleur dégagée dans le cœur du réacteur grâce à une circulation d’eau sous pression.

En terme de puissance, EDF annonce que 39 GW sont désormais opérationnels, c’est-à-dire 63% de la puissance maximale installée du parc nucléaire français qui est de 61 GW et plus de 41 GW seront en service à la fin de la semaine. Compte tenu de la baisse des températures, un pic de consommation à plus de 80 gigawatts est attendu dès lundi 12 décembre. Et la France devra alors compter sur l’électricité produite par ses voisins (Allemagne, Belgique, Espagne, Angleterre…) avant tout avec des centrales au gaz et au charbon. Déjà jeudi 8 décembre les importations d’électricité ont tutoyé leur record historique avec un pic de 14,5 GW à 8 heures 30.

La France devient importatrice nette d’électricité

Car EDF ne peut pas effacer des années de sous-investissements dans les capacités de production électrique, l’illusion que les renouvelables pourront remplacer les centrales thermiques fermées, l’arrêt définitif en 2020 des deux réacteurs de Fessenheim, les retards de maintenance du parc nucléaire et le retard d’une décennie… du démarrage de l’EPR de Flamanville. Les renouvelables éolien et solaire produisent peu lors des pics de consommation en hiver. Faute de soleil pour les panneaux photovoltaïques et faute de vent pour les éoliennes. Quand il fait froid en France et en Europe, cela est souvent la conséquence de la présence d’un anticyclone ce qui se traduit par peu de vents.

Conséquence de cette situation, la France sera cette année, pour la première fois depuis 42 ans, importatrice nette d’électricité. Et encore, la consommation baisse notamment du côté des entreprises touchées de plein fouet, contrairement aux particuliers, par les hausses de tarifs. RTE a constaté la semaine dernière une baisse de 8,3% la consommation électrique par rapport à la moyenne de la période 2014-2019. EDF estime de son côté la baisse à 10% en novembre, par rapport à novembre 2021.

L’électricité d’origine nucléaire qui est décarbonée reste de loin la moins chère 

Le recours aux importations est d’autant plus dommageable que les prix de l’électricité sont très élevés et que l’électricité la moins chère est celle d’origine nucléaire ayant en outre l’avantage d’être décarbonée. La SFEN (Société française d’énergie nucléaire) vient de le montrer en publiant le 8 décembre un document mettant à jour ses dernières évaluations datant de 2017 et 2018 des coûts du nucléaire existant et du «nouveau» nucléaire. «La présente note a pour objet d’éclairer l’ensemble des débats à venir sur la contribution du nucléaire à la compétitivité du système électrique français, à court, moyen et long terme… Elle a vocation à servir d’outil de référence aux décideurs et aux citoyens qui cherchent à développer leurs connaissances sur l’énergie nucléaire», écrit la SFEN.

L’étude intègre sur toute la durée d’un projet, les différents coûts de manière «actualisée…y compris les dépenses d’exploitation, de démantèlement, et de gestion des déchets». Selon la SFEN, «le nucléaire prolongé à 50 ans est le moyen le plus compétitif pour produire de l’électricité», avec un coût moyen actualisé ou LCOE moyen évalué à 40€/ MWh. «Les LCOE (coût actualisé) internationaux sont de l’ordre de 25-40 €/ MWh pour une prolongation de 20 ans (selon l’OECD/ AEN). Les études en France (ADEME, RTE, Cour des comptes) aboutissent à des évaluations de l’ordre de 40€/ MWh pour le LCOE du nucléaire prolongé (LTO de 10 ans). Des perspectives de baisse sont attendues jusqu’à la fourchette basse de l’AEN pour des LTO de 20 ans

En ce qui concerne le «nouveau» nucléaire, les EPR, la SFEN cite entre autres l’évaluation par le cabinet Accuracy en 2021 d’un LCOE de 60 €/MWh (« avec un taux de financement de 4%»). La SFEN qualifie ainsi de «sans regret» la construction d’une première série de six EPR2 «d’autant plus que la valeur des premiers pourcentages de nucléaire au sein de parcs essentiellement composés d’EnRi [Energies renouvelables intermittentes] est  très importante. En effet, les travaux académiques recensés dans cette note montrent que les coûts unitaires d’intégrations des EnRi croissent avec leur part dans le mix: plus le parc compte d’EnRi, plus il devient coûteux de gérer leur intermittence, pour chaque unité supplémentaire».

La SFEN souligne aussi que la prise en compte des coûts externes ne remet pas en question les conclusions de sa note. «Si la taxe carbone prend au moins partiellement en compte l’impact climatique, l’exercice reste délicat pour les autres externalités. Le nucléaire présente un coût social complet relativement faible par rapport aux autres moyens de production du fait, entre autres, de sa faible emprise au sol, de sa faible empreinte matière, et de l’absence de rejets de polluants atmosphériques. La prise en compte des externalités de production ne remet donc pas en cause la validité des résultats précédents à l’échelle du système électrique

La rédaction

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