Commission Sénatoriale " prix de l'électricité" :EDF : Luc Remond et Cedric Lewandoski

EDF :Audition de Luc Rémont, PDG ( Mercredi 10 Avril) et Cedric Lewandoski ( Jeudi 4 Avril)

Luc Rémont ; mercredi 10 avril : La modulation du nucléaire pour le suivi des ENR ne pose pas de problèmes tant qu'on ne descend pas en-dessous de certaines limites (80%, deux fois par jour) Si l'arrêt complet devait devenir la règle, par contre cela devient réellement problématique et on "rentre en territoire inconnu.". La modulation que fait EDF pour gérer au mieux son carburant relève d’algorithmes extrêmement complexes

NB. l’arrêt complet or c'est bien ce qui s'est produit le week-end du 13 avril 2024 où EDF a dû arrêter 5 réacteurs nucléaires en raison d'une forte baisse de la demande : Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

On est donc déjà en territoire inconnu, et ça va pas s’arranger avec l’augmentation des ENR sur le réseau.. On entend également que la modulation pour gérer le fuel nucléaire (et les arrêts de tranche) n’est compatible avec le suivi de charge des ENR que si celui-ci n’est pas trop élevé ;

Péninsules électriques : Dans les "péninsules électriques" (Nice, Bretagne...), la déstabilisation par les ENR est un risque sérieux et il sera par conséquent nécessaire soit de garder des centrales thermiques, soit d'implanter des SMR (NB ce qui est prévu à Cordemais)

Raccordements : Tous les renouvelables ne sont pas équivalents pour le réseau. Essayons de hiérarchiser les raccordements les plus utiles au système électrique. Pour l’éolien en mer, un euro d’investissement en de production correspond à un euro de raccordement

Hinkley Point : heureusement qu'il y a eu Hinkley Point, sans cela la capacité de l'industrie française à construire des centrales nucléaires risquait de disparaître...

Nucléaire et CfD : Pourquoi des prix plafonds et pas de prix planchers pour les contrats long terme proposés par EDF, qui ne sont donc pas des CFD ? Parce que la contrepartie imposée par la Commission européenne, c'est le démantèlement d'EDF via un scenario similaire au défunt Hercule.

Concessions hydrauliques : sortir de la situation de blocage en proposant à la Commission de passer à un système d'autorisation

Nuward : premier béton en 2030 visé

Arenh : légalement, c'est un tiers de la production qui est vendue au tarif ARENH, économiquement, ce sont les deux tiers puisqu'il faut bien répliquer pour nos clients les tarifs des concurrents 

Cedric Lewandoski Jeudi 4 avril

Etat du Parc Nucléaire : nous sommes dans une phase de convalescence dynamique,  e reconquête de notre performance opérationnelle... Le but est de revenir à 350 TWh à fin 2025. La crise de corrosion sous contrainte est toujours là, et des 900 MW seront concernés mais elle est en cours de maîtrise industrielle-.

« Notre conviction est que les 56 réacteurs du parc actuel tels qu'on les connait ont la capacité d'aller à 60 ans »

Concernant l’augmentation de la puissance délivrée par le parc nucléaire, un point important est la capacité à allonger la durée des cycles de 12 mois à 18 mois.

En ce qui concerne l’augmentation de puissance, deux cas sont à distinguer :  celui des 900 MW et celui des 1300 MW. Pour les 900 MW, c’est relativement simple car il suffit de travailler sur la turbine. Le gain final ne sera pas colossal,  on attend 5TWh.

Pour les 1300 MW, c’est beaucoup plus complexe, il faut travailler sur le circuit primaire; cela nécessitera environ  sept ans d’études d'ingénierie et on peut découvrir en chemin que cette augmentation de puissance  n'est pas souhaitable car elle pourrait se payer en  moindre capacité à moduler, et/ou en rejets plus importants

Capacité à aller au-delà de 60 ans : aux USA 6 réacteurs de la même nature que les nôtres ont obtenu une licence pour aller à 80 ans et d'autres dossiers sont en cours d'instruction. L’enjeu est important si nous estimons à la fin que notre parc ne peut pas aller au-delà de 60 ans, nous serons en 2050 à 17GW de nucléaire ;  on change alors de monde…

Evolution du facteur de charge : record de production en 2016 et depuis il y eu le grand carénage et tous les travaux post fukushima 5 à 7 visites décennales par an, c'est un grand chantier énorme qui a impacté les facteurs de charge.  La VD4 c'est cinq fois plus de travail  que la vD3, et prêt d'un an d'arrêt. Nous sommes les seuls au monde à mener ce type de chantier puisque nous exigeons d’amener la sécurité des réacteurs après visite pratiquement au niveau de celle des réacteurs les plus récents  Nous sommes les seuls au monde  à avoir fait le choix de se rapprocher le plus possible du niveau de sureté des EPR 2,

Fessenheim : On a perdu 10 TWH avec la fermeture de Fessenheim

Les arrêts de tranche : un plan d’amélioration  STAR 2025 est en cours  et fonctionne déjà bien :  le taux de réussite sur la durée des mises à l’arrêt dans les délais prévus est passé de 2% à 64%; il passe par la réinternalisation  d'un certain nombre de fonctions, nous avons trop poussé le curseur. Ce plan fait partie de la trajectoire des 400TWH dans les année 2030 :  Flamanville 10 TWh, auugmentation de puissance 20 TWH; Star 2025 20TWh)

Effet de la modulation sur le facteur de charge et l’usure des réacteurs: aujourd'hui, la réponse est qu’il n’ y a  aucun effet car les modulations qu'on nous demande, qui sont très modestes, n'ont pas de conséquences sur l'outil industriel. Ce n’est pas un hasard, nous avons les seuls réacteurs au monde à offrir ce service de modulation. Nos réacteurs peuvent accepter deux baisses par jour, avec une amplitude de 80%, atteignable en une trentaine de minutes.

Mais le volume de modulation qu'on nous demande est de plus en plus impressionnant. Le week-end dernier (31 mars, Pâques), on nous a demandé de passer de 43GW disponible à 24 ,. et nous sommes en mars. Aujourd'hui, on nous a demandé de moduler 10GW dans le journée.. Le point que nous redoutons c'est l'arrêt du réacteur. Là il faudra regarder techniquement de très prêt…Une centrale nucléaire ne sera jamais un outil de gestion de pointe.

Autrefois, la saison de modulation, c'était le printemps qui nous permettait de préparer les arrêts de l’été ; aujourd'hui il n'y a plus de saison. 

Passage de la pointe  : RTE, dans son dernier bilan, à l'automne dernier, a dit très clairement que nous allons manquer de 3 à 5 GW de pointe dès les années 30. Ce sujet-là doit être pris en main rapidement; 

Question du rapporteur : Aux USA en Finlande,, on est à 30 dollar le Mwh nucléaire,  en France, on ne sait pas trop, mais c’est bien au-dessus : réponse :  lié à toutes les contraintes sur le plan sécuritaire...

Analyse de Patrimoine Nucléaire et Climat France sur le Schéma décennal de développement du réseau

 Résumé

1) Adaptation des réseaux aux ENR : 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

2) D’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux. L’ option ENR , très coûteuse en équipements et en réseaux, n’apporte pas la garantie de sécurité d’approvisionnement attendue. La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture. PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz lesquelles ne serviraient qu’en ponte et demi-base, donc avec peu de d’émissions CO2.

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau. PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an,

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées : financement des effacements de consommation chez les industriels, financement des effacements de production des renouvelables, système de charge/décharge des batteries des voitures électriques

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux énergies variables intermittentes. La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin ( éolien flottant)

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1) 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

« RTE propose ainsi un investissement de 100 milliards d’euros d’ici 2040 (avec un triplement de l’investissement annuel de 2019 à 2027 et en moyenne un quintuplement ensuite)…ENEDIS devrait en conséquence investir une somme équivalente (94 milliards €) pour gérer l’extrême éparpillement des sources de production et les redistributions géographiques. La France devra de plus apporter sa contribution au financement par l’Europe des réseaux transfrontaliers, évalués à 500 milliards d’ici 2050. Nous sommes donc face à un mur d’investissements de près de 240 milliards d’€ pour le seul transport/distribution, hors moyens de production et de flexibilités, pour une consommation française en 2050 qui ne serait supérieure que de 16% à l’actuelle dans les documents officiels. »

2) PNC pense que d’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux

« A l’horizon 2035, la consultation écarte l’hypothèse d’un recours à des centrales pilotables de pointe supplémentaires (à gaz type TAC et éventuellement en partie CCG), ce qui conduit à des capacités intermittentes considérables pour répondre à la consommation supplémentaire de 180 TWh visée pour 2035. Cette option, très coûteuse en équipements et en réseaux n’apporte cependant pas la garantie attendue. La faisabilité technique et les conséquences économiques de la gestion de l’intermittence des énergies éolienne et photovoltaïque posent un problème central, sans pour autant apporter la garantie nécessaire de production (éolien terrestre + 36 TWh, éolien marin + 60 TWh et solaire + 32 TWh par rapport à 2023 selon notre calcul) »

Cf aussi la tribune libre de PNC « Pour éviter ruine ou black-out, nous allons hélas devoir construire des centrales à gaz» https://www.lefigaro.fr/vox/societe/pour-eviter-ruine-ou-black-out-nous-allons-helas-devoir-construire-des-centrales-a-gaz-20230927

 

“La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, comme le montre le tableau ci-dessous. Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture.

Par ailleurs seule une électrification rapide des secteurs des bâtiments et des transports sera efficace du point de vue climatique. Il est donc nécessaire, plutôt que de poursuivre un programme démesuré d’EnRi, de construire dans la décennie des centrales à gaz de pointe, des TAC (et selon les optimisations de CCG en semi-base), préférentiellement dans des régions soufrant d’un déficit de production, afin d’accélérer l’électrification. Fonctionnant de manière épisodique elles émettront peu de CO2, bénéficieront des réseaux et stockages actuels, et assureront une meilleure souveraineté.”

 

“Combien en faudra-t-il ? PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz (ce que RTE suggère à demi-mot dans son bilan prévisionnel), sachant que la pesanteur administrative et les multiples concertations rendent probable un délai de mise en service de 6 à 7 ans.”

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau

« A l’horizon 2050/2060, la consultation s’interdit d’envisager un programme nucléaire beaucoup plus dynamique, avec une structure du réseau plus proche de l’actuelle et des productions majoritairement pilotables et centralisées. Cette stratégie réduirait très sensiblement les adaptations des deux réseaux RTE et ENEDIS et limiterait la complexité de la gestion de l’équilibre du réseau. »

 

« PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

 

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement et de définir leurs sites (PPE). Cela donnera en outre un signal de long terme à toute la filière industrielle nucléaire et à l’attractivité des emplois du secteur, emploi qui, il faut le rappeler sera largement national.

 

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an, éventuellement sur des sites nouveaux, avec une répartition géographique (et de source froide) optimale et afin de constituer un réseau HT robuste couvrant tout le territoire, y/compris les régions aujourd’hui fragiles (SFEC). »

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées

« Le financement des effacements de consommation, en particulier chez les industriels mais aussi en faveur des gestionnaires de flexibilités chez les particuliers. Non chiffré.

- Le financement des effacements de production qui devrait couvrir, contrairement à la situation actuelle, les pertes de production des capacités pilotables dont la rentabilité sera menacée. Non chiffré.

- Les investissements et frais d’exploitation de la partie de la technologie hydrogène affectée à une production éventuelle d’électricité. La technologie de l’ensemble électrolyseurs/piles à combustible est peu efficace et, sauf révolution technologique, la souplesse d’adaptation à l’intermittence dans des conditions économiques acceptables reste à démontrer. Le coût des réseaux de distribution et des stockages d’hydrogène est également non chiffré.

- Le système de charge/décharge des batteries des voitures électriques et la compensation de l’accélération de leur obsolescence. Non chiffré

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux energies variables intermittentes

« A ce panorama, déjà inquiétant, il faut ajouter qu’à partir de 2030 devrait intervenir la question du financement du renouvellement d’un parc intermittent dont la durée d’exploitation ne devrait pas dépasser 20 à 25 ans. Un parc de la dimension retenue par RTE pour 2035 représente un investissement d’environ 120 à 130 milliards hors back-up et flexibilités pour une production limitée à 220 TWh par an.

La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal capacités pilotables/capacités intermittente en amont de la consultation en cours. D’ici 2035, il faut donc optimiser l’équilibre entre capacités supplémentaires d’EnRi et thermiques à gaz en semi-base et pointe (RTE indique qu’en 2023 les trois-quarts de la production des EnRi sont déjà exportés). L’essentiel est de décarboner le pays, et non l’électricité qui l’est déjà largement, mais aussi de protéger notre pays des surproductions intermittentes de nos voisins, qui s’annoncent considérables.

A l’horizon 2050/2060 les questions essentielles sont :

- La possibilité de porter à au moins 60 ans et si possible 70/80 ans la durée d’exploitation du parc nucléaire. L’ASN devrait donner en 2026 un premier avis pour une durée 60 ans, accompagnée de ses prescriptions en termes de sûreté.

- La possibilité d’accélérer la construction de centrales nucléaires dont la durée d’exploitation pourrait dépasser 80 ans afin de conserver un socle pilotable très robuste, à un niveau proche de l’actuel.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable

« PNC-France estime que le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin (en particulier pour l’éolien flottant). Par ailleurs les conflits d’intérêts sont nombreux et les consultations en cours, globalisées, ne feront que les développer. Il est utile de rappeler qu’une puissance deux fois inférieure de nucléaire présente l’avantage de la pilotabilité, d’une moindre dispersion, d’un coût de réseaux très inférieur (non inclus dans l’investissement des opérateurs) et qu’il permet une gestion saisonnière de la production. » 

Les océanologues suédois avertissent : « Les parcs éoliens offshore ont un impact à grande échelle sur la mer »

 Lorsque PIEBÎEM a évoqué le problème des impacts sur la mer et le climat local des grands parcs éolien (l’équivalent d’une petite chaine de montagne, selon Norcowe-Norwegian Centre for Offshore Wind Energy), certains maîtres d’ouvrages nous ont reproché des études anciennes – qui n’ont pourtant pas été démenties.

Le SHMI (Swedish Meteorological and Hydrological Institute), organisme de référence pour l’océanographie en Suède mène cependant une étude qui confirme, et au-delà, les éléments que nous avions apporté, en attendant mieux – elle s’achèvera en 2024.

Extraits : « Les courants océaniques, la salinité et la température – à la surface de la mer et au fond de la mer – sont quelques-uns des paramètres affectés par l’énergie éolienne offshore. De plus, la mer est affectée bien au-delà du parc éolien lui-même. C’est ce que montrent les premiers résultats d’une étude que les chercheurs océanographiques du SMHI mènent actuellement pour le compte de l’Autorité norvégienne de la mer et de l’eau. Les résultats finaux seront présentés au printemps 2024 et serviront de base aux plans maritimes suédois. »

« Le vent en aval des parcs éoliens diminue et cela affecte les courants et la stratification de la couche superficielle de la mer. Cela affecte à son tour les nutriments et les proliférations d’algues dans la couche superficielle, ce qui a ensuite des conséquences sur l’ensemble de l’écosystème marin et les concentrations d’oxygène dans les eaux profondes. »

Ces effets sont à grande échelle : « L’impact affecte une vaste zone, à la fois en surface et en profondeur.»

« Selon les conditions météorologiques, les vents sont réduits de 5 à 15 % jusqu’à 30 kilomètres derrière un parc éolien. L’eau de surface s’accumule alors du côté de la zone avec des vents réduits, ce qui affecte les courants dans une zone importante. »

« Les parcs éoliens offshore « ralentissent les courants océaniques et créent des turbulences qui mélangent différentes strates d’eau. Si l’afflux d’eau salée et riche en oxygène dans la mer Baltique est modifiée, par exemple à la suite de l’implantation de parcs éoliens dans les estuaires de la Baltique, cela aura des conséquences sur l’ensemble de l’environnement de la mer Baltique. La modification des apports d’eau ou l’augmentation du mélange de l’eau pourront affecter la résistance et la profondeur de la strate salée permanente de la mer Baltique centrale, où le manque d’oxygène et le transport vertical des nutriments sont des facteurs critiques pour la vie marine. »

« Même les fondations de l'éolien affectent la mer car ils ralentissent les courants océaniques et créent des turbulences qui mélangent différentes strates d'eau.»

« Il reste à voir quelle sera l’ampleur de l’effet total d’une expansion à grande échelle de l’énergie éolienne, ainsi que son impact significatif possible sur, par exemple, le manque d’oxygène, la prolifération d’algues et les écosystèmes de la mer Baltique. Avant qu’une telle expansion de l’énergie éolienne n’ait lieu dans la mer Baltique, les effets de l’énergie éolienne doivent être étudiés, non seulement dans les eaux suédoises, mais aussi  pour l’ensemble de la région »

En résumé, les océanographes suédois appellent à un moratoire avant toute implantation supplémentaire d’éoliennes, l’effet des parcs cumulés sur la courantologie, la stratification des colonnes d’eau et la vie marine étant insuffisamment caractérisé.

Référence : https://www-smhi-se.translate.goog/forskning/forskningsnyheter/smhis-oceanografiska-forskare-vindkraftsparker-till-havs-har-en-storskalig-paverkan-pa-havet-1.202627?_x_tr_sl=auto&_x_tr_tl=en&_x_tr_hl=en&_x_tr_pto=wapp

Eric Sartori