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...

Réponses et remarques de l’Association PIEBÎEM au groupe de travail RTE sur les analyses de sécurité d’approvisionnement

 PIEBÎEM est partie prenante de la consultation publique organisée par RTE (Réseau de transport d’Electricité) sur le Bilan Prévisionnel 2030-2035 et participe aux groupes de travail dédiés. Dans le groupe de travail consacré à la sécurité d’approvisionnement, PIEBÎEM a fait part de ses inquiétudes sur les risques que fait peser l’intégration d’une part importante d’énergie intermittente fortement variable comme l’éolien en mer sur la sécurité d’approvisionnement

·   PIEBÎEM considère comme assez inquiétante l’intervention de l’ADEME sur la « notion de défaillance qui n’est pas qu’un critère technique, mais aussi politique ; il faut prendre en compte la facilité à accepter la défaillance ». Elle sonne en effet comme un renoncement à assurer la sécurité d’approvisionnement en présence d’un fort taux d’énergies variables intermittentes  et à accepter des flexibilités de force, bon gré, mal gré. On peut se demander dans quelle mesure de telles conceptions sont compatibles avec une volonté de réindustrialisation et jusqu’à quel degré elles sont acceptables par la population.

 

·         PIEBÎEM souligne que malgré une évidente volonté pédagogique de RTE, la démarche probabiliste utilisée pour estimer les risques de défaillances suscite encore des interrogations. Cette démarche a-t-elle fait l’objet de critiques (éventuellement favorables) de gestionnaires de réseau étranger, est-elle aussi adoptée par certains d’entre eux ?  Ne sous-estime-t-elle pas les risques accrus de défaillance qu’entrainera dans le futur un accroissement important des énergies variables intermittentes ?

 

·         Sur ce même sujet, de récentes publications allemandes montrent des résultats assez inquiétants sur l’estimation et les conséquences des « DunkelFlaute » (épisodes météorologiques de vent très réduit) sur un système à fort taux d’Energies Variables Intermittentes.  Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d’éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours (soit 26 par an) avec une production éolienne inférieure à 5 GW et que chaque année se produit un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

 

Mais les auteurs de l’étude estiment que, pour la stabilité du réseau, il faut considérer des périodes beaucoup plus longues. Sur une étude utilisant 35 ans de données de séries chronologiques horaires, leur analyse appuie les conclusions antérieures selon lesquelles les périodes où l'approvisionnement est constamment rare ne durent pas plus de deux semaines, mais constate que le déficit énergétique maximal se produit sur une période beaucoup plus longue de neuf semaines. En effet, plusieurs périodes rares peuvent se suivre de près et il existe donc des périodes plus longues qui contiennent une accumulation de périodes fortement déficientes en vent lorsque l'on tient compte des pertes de stockage et des limites de recharge, la période de définition des exigences de stockage s'étend jusqu'à 12 semaines.

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Oliver Ruhnau and Staffan Qvist 2022 Environ. Res. Lett. 17 044018, (2022)

RTE a-t-il le même type de réflexion concernant les incidences de l’accroissement de production ENR variables intermittentes et non corrélées à la demande ? 

Nb voir aussi sur ce sujet https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/06/rte-alerte-sur-laugmentation-des.html

 

·   S’il en était encore besoin ( ?), la présentation de RTE a montré qu’il existe de nombreuses externalités négatives économiques et techniques des ENR en terme de stabilité du réseau : besoins en stockage, besoins en inertie, dégradation économique et technique des pilotables en suivi de charge, épisodes de surproduction. PIEBÏEM considère que ces externalités négatives devraient être prises en charge par les producteurs ENR et que dans tous les scenarios et présentations, leur coût, lorsqu’il peut être estimé, devrait être clairement attribué aux ENR.

 

·         Concernant les problèmes posés par le manque d’inertie des systèmes à fort taux d’ENR , Mathieu Hochet, spécialiste « Offshore Wind », Total Energies a déclaré devant l’Académie des Technologies : lorsque les énergies renouvelables, généralement intermittentes, représenteront plus de 50 % du mix électrique, il sera particulièrement délicat de rétablir la tension sur le réseau en cas de black-out. Confirmez-vous cette analyse ?

Le mot de black out semble devenir tabou, pourtant de faibles incidents d’ailleurs  assez récurrents entre la Serbie et le Kosovo ont entrainé (par exemple, le 10 janvier 2019) une baisse de fréquence sur l’ensemble des pays européens ; l’effondrement a pu être évité de justesse par la déconnexion d’industriels électrointensifs mais la résilience du réseau européen à de tels incidents pourtant mineurs peut poser question, surtout avec l’augmentation du taux de pénétration des « ENR ».

 

·     Ainsi qu’il a été évoqué par plusieurs participants, le suivi de charge des ENR par le nucléaire retentit sur ses performances technologiques et sa rentabilité économique  et pourrait en fait impacter la durée de vie des centrales nucléaires…dont la prolongation est indispensable à la sécurité d’approvisionnement. En particulier, la modulation de la production est actuellement utilisée pour optimiser la gestion du combustible et la répartition des arrêts de tranche, qui est aussi un facteur éminemment important de résilience pour passer des périodes difficiles.  La réponse de RTE à ces préoccupations semble être que la modulation du nucléaire pour suivi de charge des ENR remplacera la modulation pour gestion du combustible, ce qui est assez inquiétant quant à la sécurité d’alimentation.

Ce phénomène ne se produit-il pas déjà ? RTE vient de demander à EDF de décaler d'un mois la visite décennale de la tranche 2 de Blayais. Est-ce en en raison de la variabilité des ENR dans la période considérée ? Quelle en est l’incidence sur la sécurité d’alimentation ?

 

·        Au-delà se pose la faisabilité même du suivi de charge par le nucléaire de productions électriques à forte variabilité instantanée comme l’éolien marin, certains considérant qu’il ne peut être accompli que par des centrales à gaz de dernière génération.

 

RTE peut-il fournir une estimation du nombre de nouvelles centrales à gaz qu’il faudrait construire pour assurer un suivi de charge techniquement réaliste et économiquement supportable des Energies Variables Intermittentes, en fonction de leur taux de pénétration et de leur nature ( éolien terrestre, marin, solaire) ?

 

·    Concernant l’hydrogène, PIEBÎEM  note que RTE constate que « des modes spontanément peu flexibles sont envisagés par les industriels ». C’est assez peu surprenant, si l’on prend en compte les avertissements de l’Académie des technologies et de la Commission de Prospective de la CRE. Ainsi, les épisodes de prix négatifs « ne permettent cependant pas de justifier l’hypothèse parfois avancée d’un stockage d’énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d’investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d’électricité ; la rentabilité de la production d’énergie intermittente implique qu’elle soit vendue en moyenne à un prix égal à son coût de production actualisé (Leverage Cost of Electricity), ce qui est retenu dans les évaluations ci-après….Il convient donc de prendre en compte les coûts réels de revient de l’électricité renouvelable proposés par la Cour des comptes en 2018, portant le kg d’hydrogène entre 7 à 9,5 €. S’ajoutent, le cas échéant, des coûts de stockage (compression, réservoirs…) de 0,5 à 1 €/kg. » (https://www.academie-technologies.fr/blog/categories/publications-de-l-academie/posts/l-)

Ou :  la solution qui  « consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Elle ne présente  aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030 » (Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène)

    De façon générale, l’association  PIEBÎEM appelle RTE à ne pas sous-estimer les dangers d’un taux important de pénétration des Energies Variables Intermittentes sur la stabilité du réseau et la sécurité d’alimentation, à éviter de recourir à de la « flexibilité magique »  et à en peser soigneusement les conséquences, notamment en terme d’équipement en pilotable gaz. PIEBÏEM considère que l’ensemble des données présentées doit inciter à une remise en cause drastique des objectifs de développement de l’éolien en mer dont les coûts intrinsèques déjà élevés sont démultipliés par l’exigence de compenser une forte variabilité, à supposer même qu’il soit possible d’écarter les dangers qu’elle fait peser sur la sécurité d’alimentation.