Nucléaire intermittent, éolien variable, ou l'inverse ? (Tribune)

Nucléaire intermittent, éolien variable, ou l’inverse ? (Tribune)

En France, la production nucléaire varie sans cesse, au fil des heures, des jours, des semaines et des saisons. Et il arrive que des variations sortent de la norme. Parfois, on les subit, mais d’autres fois, on peut s’en vanter. Et c’est le cas avec ce qui s’est passé sur le réseau électrique français le premier week-end de Mars 2019… Une tribune de Tristan Kamin.

J’ai coutume, depuis les événements caniculaires de cet été, de suivre l’évolution de la disponibilité du parc nucléaire français. Non pas de sa production, mais du nombre de ses 58 réacteurs qui sont en service. À partir des données fournies par RTE, pour chaque tranche (que je regroupe par centrales) et pour chaque heure (que je moyenne sur la journée), je compte, jour après jour, les réacteurs en production active. Je mets à jour hebdomadairement ce décompte et le projette sur un graphique comme celui-ci.

 

Et, après plusieurs semaines stables à 50±2 réacteurs en service, l’effondrement à 40 le dimanche 4 mars 2019 était une totale anomalie. Après vérification de mes données, il est apparu clair qu’il s’était passé quelque chose sur le réseau.

Je commence par regarder, sur le service eco2mix de RTE, la production nucléaire. Et les observations précédentes se voient confirmées, avec la disparition, en l’espace d’une nuit de samedi à dimanche, de 10 GW de production nucléaire.

Un tel « effondrement » de la production ne pouvait pas rester sans explication. Première chose à faire, vérifier la consommation. Celle-ci était très basse ce dimanche 4 mars, même pour un dimanche : ci-dessous, la consommation depuis le 1er février.

Et, à titre de comparaison, la consommation de fin février / début mars en 2018 et 2019, avec la même échelle verticale :

Le maximum de consommation en 2019 côtoie le minimum de 2018, c’est dire…

Mais bien que basse ce week-end de mars 2019, la consommation variait assez peu, donc n’expliquait pas l’effacement d’un cinquième de la production nucléaire.

La véritable explication est à chercher du côté de la production éolienne. Le vent s’est déchaîné, et les aérogénérateurs avec.

Un dimanche. En période de faible consommation.

Production éolienne élevée, prioritaire sur le réseau, et demande modeste en électricité : tous les moyens pilotables de production ont eu à s’effacer pour faire place à l’éolien sur le réseau. Et, en effet, outre le nucléaire, gaz et hydraulique étaient au plus bas (et charbon et fioul étaient tout simplement absents ou négligeables).

Plus en détail : concernant l’hydraulique, les STEP étaient à zéro (forcément, on en profitait pour pomper de l’eau dans les réservoirs !), les lacs étaient au strict minimum, et même la petite hydraulique était peu mise à profit.

Concernant le gaz, seules les centrales à cogénération étaient maintenues, pour continuer à alimenter en chaleur ceux qui en dépendaient.

Évidemment, dans une telle situation de surcapacité (laquelle n’était pas exclusive à la France, on s’en doutera), les prix de marché se sont effondrés. Si la France, la Suisse et la Belgique ont réussi à limiter la chute à 10-20 €/MWh (contre une moyenne autour de 40), l’Allemagne, l’Autriche ou le Luxembourg sont tombés aux alentours de 0 €/MWh. Avec même des incursions des prix dans les valeurs négatives ; autrement dit, ces pays-là payaient pour qu’on les soulage de leur surproduction.

D’ailleurs, la France ne s’est pas privée de satisfaire cette demande et d’importer à prix négatif à ses frontières nord, et de revendre à prix plus élevé au travers de ses autres frontières.

Si l’on regarde du côté de l’Allemagne, les proportions étaient toutes autres. Le système électrique s’est fait écraser par la production éolienne, au point de devoir diminuer même la production des centrales nucléaires, pourtant très rarement sollicitées pour faire du suivi de charge.

Revenons en France. Le dimanche a (hélas) fini par s’achever et l’activité a repris lundi, et la consommation électrique avec. Pas à un niveau très élevé, mais vu que l’on partait de très bas, ça faisait une belle rampe, comme tous les lundi matin.

L’éolien a eu la décence de ne pas s’effacer à ce moment là, et l’hydraulique a fait son habituel retour, en ré-ouvrant les vannes des barrages et ses STEP.

Mais alors le nucléaire… Quelle remontée en puissance !

On connait les capacités de modulation du parc nucléaire français. Mais on les voit rarement ainsi à l’œuvre. Ici, à ceux qui disent que le nucléaire n’est pas flexible, cette simple image constitue déjà une réponse. 10 GW d’amplitude, avec des variations vraiment rapides !

Si l’on part un peu plus loin dans le raisonnement, on peut s’amuser à tracer quelques dérivées par rapport au temps. Autrement dit, la variation de la puissance délivrée (ou consommée), une évaluation de la raideur des pentes de production.

L’éolien, un peu timide, n’a pas dépassé les 30 MW/min de variation à la hausse ou à la baisse. Et c’est bienvenu de la part d’un moyen qui n’est pas pilotable, des variations aussi lentes que possibles sont plus simples à suivre. Et c’était largement à la portée du nucléaire, un peu moins sage, qui a affiché de nombreuses variations de 50 à plus de 100 MW/min à la hausse ! Mais ce dernier ne suffit pas à suivre la consommation, encore moins sage, avec des variations dépassant parfois 150 MW/min.

Donc la flexibilité du nucléaire est un peu limite pour suivre la consommation ; on le savait et c’est tout l’intérêt de l’hydraulique et, dans une moindre mesure, du gaz. Par contre, le nucléaire a vraiment montré ici sa capacité à s’adapter aux variations de l’éolien. L’intérêt reste à trouver, à mes yeux, mais le nucléaire est compatible, techniquement (économiquement c’est une autre affaire), avec l’éolien.

Ne laissez plus dire que le nucléaire n’est pas flexible, ni que le nucléaire français bloque le développement des énergies renouvelables électriques en France. Elles sont freinées par leurs limitations intrinsèques, et n’ont nul besoin d’aide pour cela.

 

En supplément : les productions, heure par heure de vendredi 1er à dimanche 3 mars, de chaque tranche. On identifiera aisément celles ayant contribué à cet effort de flexibilité !

 

Les avis d’expert sont publiés sous la responsabilité de leurs auteurs et n’engagent en rien la rédaction de L’EnerGeek.

 

Rédigé par : Tristan Kamin

Tristan Kamin
Tristan Kamin est ingénieur d’études en sûreté nucléaire. Retrouvez sa page Twitter sur https://twitter.com/TristanKamin
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COMMENTAIRES

  • “le nucléaire intermittent” : la variation de la production d’électricité est due à une variation de production de vapeur où à une variation de l’activité du noyau nucléaire ? Autrement dit : Lors que l’on diminue la production d’une centrale nucléaire , fait-on du déchet nucléaire sans production ?

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  • Il y a eu en effet combinaison d’une conso tres basse et production d’eolien ce weekend.
    Pour rappel l’amplitude que peut prendre l’eolien aujourd’hui est ~0 a 10gw et la thermosensibilite de la consommation peut facilement depasser les 20 GW (2.5 GW /C). Ce dimanche, la conso etait par ex 15 GW en dessous d’un dimanche fin janvier ou il faisait plus froid… Bref aujourd’hui la plus grande source de variabilité en France est l’effet chauffage electrique…

    Sinon en effet, sur ces courtes durées, les reacteurs sont maintenus a chaud, ce qui pose des problèmes au niveau des regimes transitoires (mecanique) et nucléaire avec un tas d’ effluents radioactifs a traiter… Bref vraiment pas l’ideal

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  • Nous cherchons toujours à adapter la production à la consommation ne pourrions nous pas avoir des consommations modulables (production H2 , production eau chaude, pompages ,etc…)qui permettraient de maintenir les groupes nucléaires et thermiques en régimes stables, l’on sait que toutes variations de régime sont néfastes sur les installations, alors faisons varier la consommation mais pas n’importe comment……

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  • L’analyse est pertinente. Toutefois les remontées en température et en pression des tranches ramenées au minimum technique sont usantes pour le matériel, même s’il elles s’inscrivent dans les Spéfications Générales d’Exploitation. Donc l’adaptabilité du parc nucléaire français aux variations de l’éolien (Ouest Europe) avec enlèvement obligatoire des quantités produites contribue à une accélération du vieillissement des installations, notamment les circuits de vapeur (primaire et secondaire). C’est aussi une des raisons de la baisse du Kd (Coefficient de disponibilité) des tranches depuis 2014.
    Ce qui serait bien c’est que vous puissiez écha

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  • On voit que ça commence a bouger sur les tarifs pour agir sur la consommation. EDF est en train de tuer l’EJP, et des offres arrivent, reservées aux posseseurs de Linky, qui favorisent, par exemple, la conso le week-end.

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  • @ Yves Talhouët
    “la variation de la production d’électricité est due à une variation de production de vapeur où à une variation de l’activité du noyau nucléaire ?”

    Les deux. En gros : Les opérateurs de la centrale programment une baisse de charge qui diminue automatiquement le débit de vapeur envoyé à la turbine en fermant des soupapes réglantes. Et derrière, la puissance primaire s’adapte automatiquement à la baisse de puissance secondaire par insertion de grappes neutrophages dans le cœur.

    Donc moins de production électrique nucléaire veut dire moins de déchets nucléaires.

    Mais autant de combustible nucléaire restant en cuve à chaque instant pour assurer la sécurité d’approvisionnement, donc le risque nucléaire reste en gros le même.

    Et économiquement, baisser la charge d’une centrale nucléaire pour faire produire une éolienne à la place, ça reste une aberration.

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  • Le sujet de la flexibilité du nucléaire a été abordé maintes fois au plan international et on sait que le couplage avec les renouvelables n’est pas le mariage idéal et qu’il existe des solutions bien plus pertinentes.

    Au plan notamment économique, ce couplage a été abordé par exemple et entre bien d’autres par Sia Partners, même si certains des arguments sont contestables :

    http://www.energie.sia-partners.com/20180308/la-modularite-du-parc-nucleaire-francais-dans-la-transition-energetique-focus-sur-le-suivi

    .

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  • J’aime bien la conclusion.
    “Ne laissez plus dire que le nucléaire n’est pas flexible, ni que le nucléaire français bloque le développement des énergies renouvelables électriques en France. Elles sont freinées par leurs limitations intrinsèques, et n’ont nul besoin d’aide pour cela.”
    La France, avec son modele essentiellement nucléaire, permet à l’éolien de produire prioritairement lorsqu’il y a du vent. Le modèle économique favorise donc l’éolien et on voit comment sur un week end de début mars, le systeme technique et économique permet à EDF de s’adapter.
    J’ai donc une question : jusque combien d’éolien le systeme est économiquement fiable pour EDF, je veux dire que plus il y a d’éolien, moins il sera efficace d’avoir du nucléaire. Lorsqu’on benchmark notre système avec celui des USA (ou le nucleaire est à 20% du mix mais avec des marchés plus régionaux) on s’aperçoit que dans ce cas, les centrales nucléaires ont beaucoup plus de mal à entrer dans la flexibilité et certaines finissent par fermer tout simplement.
    Intéressé si vous avez une analyse de ces phénomènes et surtout comment manager le développement des renouvelables en France de manière économiquement raisonnable, tout en préservant le nucléaire à long terme, ou, à l’inverse ou va-t-on?
    YMP

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  • @ YMP :

    En l’absence de technologie de stockage réellement massif, les centrales pilotables sont nécessaires pour maintenir l’approvisionnement électrique en permanence. Donc il faut payer pour leur installation, leur maintenance, leurs salariés, etc. Il faut payer leurs coûts fixes, on n’a pas le choix tant qu’on veut de l’électricité H24.

    Ensuite, on a le choix : Soit on utilise ces centrales pour produire de l’électricité, soit on installe du PV et de l’éolien en plus, pour ce même rôle. Soit on paye les coûts variables de nos centrales pilotables, soit on paye les coûts complets des ENR intermittentes.

    Les coûts variables sont de l’ordre de :
    – 50-60€/MWh pour le gaz et le charbon, variable en fonction du prix des matières premières et de la tonne de CO2 (droit à polluer).
    – 5-10€/MWh pour le nucléaire.

    Donc pour que le solaire et l’éolien soient économiquement rentables, il faut qu’ils coûtent moins cher que le coût variable des moyens de production pilotable à la place desquels ils produisent. Le coût complet du solaire et de l’éolien doit donc être inférieur à 50€/MWh quand ils prennent la place du gaz/charbon, et 5-10€/MWh quand ils prennent la place du nucléaire.

    Donc économiquement, on peut espérer ne pas perdre trop d’argent lorsqu’une centrale PV de 300MWc, en plein champ dans le sud de la France, produit à la place d’une centrale au gaz. Mais lorsqu’une seule centrale PV ou éolienne force le nucléaire à baisser sa puissance pour produire à sa place, on perd de l’argent, et ce pour aucun gain dans quelque domaine que ce soit (au contraire).

    Je ne sais pas si je suis clair.

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  • Très intéressant mais…
    – si la capacité physique d’exportation vers l’Angleterre, l’Espagne ou l’Italie avait été plus importante dans cette période, n’y avait-il pas une petite fortune à faire? Certes exporter de l’électricité française est politiquement très incorrect pour certains mais à condition de s’expliquer raisonnablement ça ne doit pas être impossible… Mais qui est réellement proactif pour développer ce genre d’investissement chaque fois qu’il est rentable ? Certes aussi est-il facile de tuer toute rentabilité ou tout planning (cf. par ex le quart de siècle qu’aura pris la transpyrénéenne)
    – Tout ceci ne montre-t-il pas surtout que notre “modèle régulatoire” est un peu farce, avec ses mélanges de subventions à bride abattue, de concurrence quasi dogmatique etc… Et de contorsions pour ne jamais s’avouer ni antinucléaire ni mauvais gestionnaire…
    – La formule finale est drôle quand on sait à quel point dans ces domaines il ne faut jamais dire “subventions” mais toujours “soutien”, “accompagnement”, “aide”…

    Répondre
  • Compte tenu du coût de fonctionnement des centrales nucléaires (supérieurs à ceux des renouvelables et du stockage essentiellement “automatisé”) et du fait que celles-ci ne fonctionnent qu’à environ 80% de leur capacités “volontairement” afin de pouvoir suivre avec un délai d’une quinzaine de minutes les pointes de demande, au vu des évolutions technologiques et économiques des dernières années, la question se pose désormais de savoir si ce ne serait pas préférable qu’elles fonctionnent à plein régime (donc avec une plus grande efficience et résistance en évitant les variations de régime).

    L’électricité excédentaire produite en dehors des heures de pointe pourrait alors être utilisée pour la production d’hydrogène dont le stockage massif est possible entre autres en profondeur (par exemple études actuellement dans une ancienne mine de sel à Manosque, à Lacq etc avec plus généralement des dizaines de sites dans l’Est, le Sud-Ouest, le couloir rhodanien etc) de même que pour réduire du CO2 afin de produire du biométhane.

    Le stockage en cavités salines est de loin le plus intéressant car il est possible de creuser des cavités de plusieurs centaines de milliers de mètres cubes à des profondeurs pouvant atteindre 2000 mètres avec un niveau de sécurité particulièrement élevé (Storengy, Air Liquide, Mines Paris Tech etc). Les couches de sel étant imperméables, l’hydrogène y est parfaitement confiné. Ce type de cavité est facile à créer car le sel est soluble dans l’eau. Les formations salifères sont relativement abondantes en Europe. On injecte de l’eau douce dans un forage et on retire la saumure, qui peut être rejetée dans l’environnement ou exploitée par une industrie chimique. Le développement d’une telle cavité nécessite trois à cinq ans.

    Cela permettrait de réduire le nombre de centrales nucléaires d’environ 20%. Qui pourrait être d’autant plus réduit avec la diminution de la demande d’électricité résultant de l’autoconsommation, allant jusqu’à l’autonomie. L’essor de cette dernière se faisant à partir d’installations locales qui est actuellement freinée car les raccordements nécessaires pour mutualiser et rentabiliser les investissements ne sont pas encore autorisés.

    De plus on sait que les piles à combustible répondent avec une bien meilleure efficacité technique, économique et rapidité aux variations de la demande que le nucléaire et qu’il est nécessaire de développer la filière hydrogène pour plusieurs raisons (stockage, meilleure gestion du réseau, remplacement partiel du gaz naturel importé et non limité sous forme biométhane, production de biométhane, efficacité énergétique dans l’industrie, transports lourds, baisse des émissions, meilleure intégration des renouvelables moins coûteuses, indépendance énergétique, intérêt stratégique en cas de conflits avec des producteurs d’hydrocarbures etc)

    L’hydrogène est rentable économiquement : dans le secteur du transport, un plein d’hydrogène coûte actuellement 50 euros, demande 3 minutes, et permet de parcourir 500 km. Air liquide prévoit une diminution de 50% du coût d’un plein d’ici 2030. Le secteur des transports est de loin celui qui émet le plus de CO2 en France avec une part s’élevant à 38% et parmi les plus difficiles à décarboner. Et le transport routier (voitures et camions) est responsable de 95% de ces émissions.

    On sait également que dans l’ordre, l’efficacité énergétique est prioritaire, suivie de la meilleure gestion du réseau et des échanges européens et plus. Reste que désormais la transition entre nucléaire de plus en plus ancien donc coûteux à rénover et risqué, et renouvelables de moins en moins chères, peut trouver un maillon qui manquait dans l’hydrogène alors que les améliorations de son rendement et la baisse de ses coûts vont plus vite que prévu. Le rendement de l’électrolyse est de l’ordre de 96%, celui des piles à combustible peut dans le meilleur des cas monter vers 85%. Les périodes où les prix de marché sont bas desservent les producteurs d’énergies mais favorisent notamment le stockage et donc la rentabilité de la filière hydrogène, entre autres.

    C’est une option en cours d’études en France rappelée entre autres lors des dernières journées nationales hydrogène avec notamment le GdR HySPàC.

    Répondre
  • On se félicite de cette bouffée éolienne. Pourqoi personne ne souligne que la baisse du nucléaire générée par l’éolien a abouti à une baisse de charge du nucléaire, avec pour conséquence directe une forte hausse du coût du nucléaire.
    Au final, les énergies renouvelables entrainent pour EDF une perte supplémentaire quand elles produisent. Veut-on tuer EDF, ou remplacer le nucléaire par du charbon?
    Veut-on suivre le modèle allemand qui a abouti à un doublement du prix de l’électricité domestique?

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  • Il est clair depuis longtemps que le nucléaire n’est pas le plus adéquat ni techniquement ni économiquement aux importantes et rapides variations de consommation, d’une part, et par ailleurs aux fluctuations des prix de marchés et enfin à l’essor des renouvelables dont les prix de production sont plus bas avec un écart qui va encore s’accroître.

    La centralisation le met également de plus en plus en concurrence avec des bâtiments, quartiers, communes, producteurs d’énergies, stockage inclus.

    EDF comme Engie et d’autres en se diversifiant dans les renouvelables et le stockage, entre autres, vont dans la bonne direction.

    En outre nous sommes entourés de pays qui font de plus en plus de renouvelables.

    L’hydrogène comme les différentes origines de biométhane sont incontournables parmi les nombreuses formes de stockages durables et massifs mais aussi pour l’indépendance énergétique et répondent de plus aux besoins de plusieurs secteurs (chaleur, industrie, transports lourds etc) ce qui permet d’en faire baisser plus rapidement les prix que prévu.

    En plus de l’optimisation du réseau Entso-e qui permet des gains très élevés, c’était un peu le chaînon manquant.

    Stanford (équipe Spormann – Jaramillo) parmi les multiples solutions existantes y apporte récemment une contribution complémentaire de plus, intéressante au plan économique notamment :

    Production de biométhane / Methanococcus maripaludis via un processus classique électrochimique et biologique pour entre autres le stockage d’excédents d’énergies renouvelables à bas coût, neutre pour l’environnement puisque captant le C02 de l’air et utilisable dans les turbines gaz actuelles donc sans surcoûts ou mieux encore via piles à combustibles biométhane pour un rendement et une réponse plus élevée à moindre coût.

    Electrodes en métaux courants et bon marché comme le nickel-molybdène. Stockages massifs et durables disponibles (anciennes cavités gaz, charbon, réseaux etc)

    https://engineering.stanford.edu/magazine/article/next-step-clean-energy-storage-could-take-its-cue-biology?linkId=65647694

    .

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