Modularité du parc nucléaire français et transition énergétique

Cette décision, à rebours de la Loi de transition énergétique votée lors du précédent mandat présidentiel, fait suite aux récentes conclusions d’une étude de RTE qui évalue l’impact d’une réduction à 50% de la part du nucléaire dans le mix électrique français d’ici 2030. Ces travaux prospectifs insistent, entre autres, sur la nécessaire flexibilité du système électrique.

L’un des outils à disposition des opérateurs du réseau électrique pour assurer cette flexibilité repose sur la modulation, à la hausse comme à la baisse, de la production d’électricité issue des sources pilotables thermiques (fioul, gaz, charbon). Le parc nucléaire permet également ce type de flexibilité dans la génération d’électricité. Décarbonée, l’énergie nucléaire s’inscrit dans la stratégie de transition énergétique française qui s’appuie sur la forte part d’électricité issue du nucléaire (72% de la production d’électricité en 2016) pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Cette proportion, bien supérieure à la majorité des pays qui utilisent l’atome pour assurer leurs besoins « en base », oblige l’opérateur des centrales nucléaires à adapter la production aux variations de consommation quotidiennes et saisonnières. Les centrales nucléaires sont ainsi rendues « manœuvrables » grâce à une pratique appelée « suivi de charge » : la puissance de fonctionnement s'adapte aux variations de la demande des consommateurs. Cette spécificité se révèle aujourd’hui un atout, lorsqu’il s’agit d’aborder la transition énergétique.

La taille du parc nucléaire français implique un ajustement de la production électrique sur la consommation des industries, des infrastructures publiques et des ménages, très variable selon les périodes de la journée et des saisons.

Le suivi de charge d’un réacteur nucléaire se caractérise par deux rampes de puissance, l’une à la baisse, l’autre à la hausse, encadrant un palier bas ou un arrêt/démarrage. Le programme de charge le plus courant est le «12-3-6-3 » : 12 heures de fonctionnement à la puissance nominale (Pn) du réacteur, 6 heures en palier bas, et 3 heures de transition lente à la hausse et à la baisse (soit des rampes de puissance évoluant à un rythme de 0,5% de la puissance nominale du réacteur par minute).

Le palier bas correspond généralement à la puissance demandée pendant la nuit ou en jour non ouvré lorsque l’activité économique est moindre[i].

L’exploitation en mode flexible n’a pas d’impact sur la sûreté, puisque toutes les variations de puissance se font à l’intérieur d’un domaine de fonctionnement pour lequel les études de sûreté ont démontré l’innocuité.

Les capacités de suivi de charge à court terme des centrales nucléaires les placent dans la même catégorie que les centrales à charbon. En termes d’amplitude et de puissance de fonctionnement, le nucléaire demeure en retrait par rapport aux centrales électriques à cycle combiné gaz (CCCG). Même si la manœuvrabilité des réacteurs reste nettement inférieure à celles des turbines à gaz à cycle ouvert (OCGT), les coûts variables très élevés de ces dernières limitent leur utilisation aux besoins de pointe les plus extrêmes[ii].

Une centrale nucléaire apparait donc, comparativement à d’autres sources d’énergies, peu souple pour assurer l’équilibre du réseau en cas de chute momentanée de la production des énergies intermittentes. Ceci est essentiellement dû à un temps de démarrage plus long, à des capacités de variations plus faibles et moins réactives que les centrales utilisant le gaz comme combustible notamment.

Bien que la capacité de modulation de charge d’une centrale nucléaire soit limitée, ce sont les particularités uniques du parc nucléaire français qui confèrent aux technologies nucléaires cette faculté à absorber la pénétration des énergies renouvelables sur le réseau. En effet, la flexibilité des technologies nucléaires doit se concevoir à l'échelle du parc national.

L’opérateur du réseau de transport, RTE, se charge d'assurer l'ajustement entre offre et demande d'électricité grâce au mécanisme d’ajustement : lors d'aléas de grande ampleur, RTE doit disposer en temps réel d'une réserve d'énergie. Le transporteur en charge de l’équilibrage fait alors appel à certains producteurs et consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient dans les délais les plus brefs leur programme de fonctionnement prévu.

Les centrales qui y participent (environ 40 % des réacteurs du parc) peuvent aussi permettre de redémarrer le réseau suite à un « black-out ». C’est le principe des « services système » mis en place par RTE. Pour contribuer aux « services systèmes », les réacteurs nucléaires engagés participent aux réglages automatiques primaires, secondaires et au mécanisme d’ajustement. Ces réacteurs fonctionnent à puissance réduite de façon à conserver une marge de manœuvre pour la modulation de puissance à la hausse. Pour le réglage primaire, les variations de puissance s’effectuent en 15 voire 30 secondes. Le parc permet de fournir 650 MWe de réserves primaires en France (environ une trentaine de réacteurs y participent).

Pour le réglage secondaire, la marge de puissance est de plus ou moins 5% de la puissance nominale avec un temps de réponse compris entre 30 secondes et 15 minutes. L’activation des réserves participant au mécanisme d’ajustement se fait sur une période plus longue (de 30 minutes à quelques heures).

C’est donc à l’échelle du parc que l’on mesure la flexibilité des installations nucléaires. Ce potentiel de flexibilité n’est actuellement pas utilisé à son maximum en France. Dans une perspective d’intégration de capacités croissantes d’énergies renouvelables, l’exploitant des centrales opérationnelles travaille à améliorer les performances des réacteurs et de pilotage du parc afin d’améliorer encore davantage cette souplesse[iii].

Néanmoins, les caractéristiques du parc nucléaires français sont telles qu’au-delà d'un certain seuil de pénétration des énergies intermittentes il ne dispose plus de propriétés techniques et économiques requises pour assurer pleinement le suivi de charge[iv].

Les trois principaux effets qui influencent les coûts sont :

• La réduction des facteurs de charge des technologies programmables du fait que l’électricité produite par les énergies renouvelables jouit d’un accès prioritaire au réseau, devant les technologies programmables ;
• La baisse et l’instabilité du prix de l’électricité sur les marchés de gros dû à l’afflux des énergies renouvelables intermittentes ayant de faibles coûts marginaux ;
• Le creusement d’un écart entre les coûts de production de l’électricité et les prix des marchés de gros en raison de la désoptimisation de la structure de production actuelle combinée à l’afflux des énergies renouvelables.

Même s’il est difficile de fixer précisément le taux maximum de pénétration des énergies intermittentes à partir duquel, la flexibilité du parc nucléaire ne permet plus de contribuer à la stabilité du réseau électrique à un coup raisonnable, il semblerait qu’à partir de 20-30% de pénétration, et avec les technologies actuellement disponibles, les coûts de production nucléaires se dégradent significativement[v] ce qui soulève des interrogations au regard des objectifs de développement du parc renouvelable national et de la trajectoire annoncée pour le futur mixe énergétique.

En attendant des gains de maturité sur les technologies de stockage de l’électricité, le développement d'interconnexions supplémentaires entre pays européens pourrait contribuer à une flexibilité accrue des systèmes électriques. Des recherches sont d’ores et déjà engagées dans ce sens comme le montre, l’initiative e-Highway2050 qui souligne l’importance du réseau de transport européen pour répondre aux enjeux des politiques énergétiques continentales.

[i] Choho, A.-M., 2013. Major innovations in PWR load follow operations by AREVA. Atoms for the Future 2013, France

[ii] AEN (2011), Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power Plants, Agence pour l’énergie nucléaire, OCDE, Paris, France

[iii] Les Echos (2016) : « L’électricien fait de plus en plus varier sa production » 

[iv] Camille Cany. Interactions entre énergie nucléaire et énergies renouvelables variables dans la transition énergétique en France : adaptations du parc électrique vers plus de flexibilité. Autre. Université Paris-Saclay, 2017

[v] Percebois J et Pommeret S (2016) « Coût complet lié à l’injection d’électricité renouvelable variable. Approche modélisée sur le marché français day-ahead », dans Revue de l’énergie, n° 632, juillet-aout, p 287-306.