Le nucléaire est-il flexible, round 3 : Visite à la Direction de la Production Nucléaire d'EDF

Dans un article publié la semaine dernière, je m'interrogeais à haute voix sur la flexibilité du parc nucléaire français et sur les chiffres avancés à ce sujet par EDF.
A la suite de cet article EDF m'a proposé de venir en discuter directement avec eux et c'est ainsi que je me suis retrouvé hier à avoir un long échange avec Stéphane Feutry qui est Délégué d'état major à la Direction Production Nucléaire d'EDF. Voici la retranscription de cet échange.

Comme il est un peu long, vous pouvez cliquer sur un des liens ci-dessous pour accéder directement à la partie qui vous intéresse :

• La flexibilité du parc nucléaire français : 21GW en 30 minutes ? Un malentendu.
• Comment faire baisser la production d'un réacteur nucléaire
• Les limites et les risques techniques

(Pour anticiper sur les commentaires : les questions économiques n'étant pas du domaine de compétence de mon interlocuteur, elles n'ont pas pratiquement pas été abordées. Je consacrerai probablement un article à ce sujet dans les prochains jours.)

Pour commencer, est-ce que vous pourriez expliquer ce que fait un Délégué d'état major à la Direction Production Nucléaire d'EDF ?

Je supervise la production des réacteurs nucléaires aussi bien sur les programmes à l'année qu'au jour le jour. C'est essentiellement de la gestion d'information et de la coordination : typiquement, il y a une vague de froid qui approche, on va devoir produire au maximum et mon rôle ces jours-ci c'est de m'assurer que tous les réacteurs sont prêts. Je fais ça depuis 6 ans et auparavant j'ai travaillé pendant 20 ans dans l'exploitation de centrales nucléaires.

Le sujet dont je voudrais parler avec vous, c'est principalement la flexibilité de la production nucléaire et sa capacité à s'accommoder d'une part croissante de renouvelables intermittentes. Sur ce sujet, il y a un chiffre qui est sorti récemment : le parc nucléaire français serait capable de moduler sa puissance de 21.000MW en une demi-heure. Est-ce que vous pouvez me dire d'où il vient ?

Ces deux chiffres, 21.000MW et une demi-heure, sont exacts mais pas forcément accolés.

Précision intéressante…

On a fait une étude il y a maintenant 3-4 ans sur le fonctionnement du mix électrique français à l'horizon 2030 et la conclusion, c'est que si le parc nucléaire sait moduler de 21.000 MW on couvre 99.9% des situations. Mais ces 21.000MW, on n'a pas besoin de les obtenir en une demi-heure.

Cette demi-heure vient elle d'une autre information sur les capacités nominales de chaque réacteur : depuis l'origine quasiment et en tous cas depuis les années 80, chaque réacteur sait baisser sa production deux fois par jour jusqu'à 20% de sa puissance. Et cette variation est réalisable en une demi-heure. Donc chaque réacteur sait faire ça mais quand on additionne l'ensemble des réacteurs, on n'a pas besoin que tous varient dans la même demi-heure.

Un autre article sur ce sujet : Une montée en puissance de 21GW en 30 minutes sur le parc nucléaire français ?

Prenons le cas le plus simple : une belle journée ensoleillée dans l'avenir où on aura beaucoup de production solaire en France. Le soleil se lève, il monte progressivement, il culmine vers 13 ou 14h et puis il redescend. Tout ça est très lissé. Aujourd'hui on est plutôt autour de 5.000MW, demain ce sera peut-être 10 ou 15 mais ces variations seront étalées dans le temps. D'après notre étude, on aura besoin parfois de faire varier la production d'une vingtaine de gigawatts mais pas en une demi-heure, en quelques heures. La durée exacte dépend de la météo et des variations de la consommation.

Donc vous me dite qu'à moyen terme vous aurez besoin de 21GW de flexibilité mais vous ne m'avez pas dit que vous les aviez et comment vous étiez certain de les avoir.

On les a : toutes les semaines on fait une extraction de la puissance max et de la puissance minimum que peuvent atteindre les réacteurs et hier [mardi 20 février] on était à 20GW de capacité de baisse.

De baisse ?

De baisse et de remontée dans la foulée si besoin. Actuellement ces capacités ne sont pas du tout utilisées au contraire : à cette période les tranches fonctionnent à 100%. Mais elles pourront être sollicitées au printemps ou à l'été prochain, la période après Noël et le nouvel an où on a le plus besoin de moduler.
Notre objectif c'est d'être autour de 20 ou 21GW de marge et on y arrive régulièrement. Cet objectif a été traduit en interne par 2 réacteurs sur 3 capables de manœuvrer au moment où on en a besoin - c'est-à-dire le week-end essentiellement et les nuits. Au printemps prochain si j'ai 13 réacteurs qui sont en arrêt rechargement, donc 45 en marche, avec 30 qui sont capables de baisser chacun de 700MW, j'ai mes 21.000MW.

Nous avons déjà su dépasser l'objectif de 2 sur 3 : au printemps 2016, on est monté jusqu'à 80% de réacteurs disponibles. Après il y a des variations saisonnières en fonction de l'avancement dans le cycle : les réacteurs qui sont proches de leur arrêt-rechargement suivant sont un peu moins manœuvrant.

Le mode de fonctionnement sur lequel vous vous projetez à moyen-long terme, c'est donc une base de nucléaire qui s'efface pour laisser la place aux renouvelables lorsqu'elles sont disponibles ?

C'est ça. Et on a démontré qu'on sait déjà le faire : on n'a pas besoin de modifier les installations, la documentation, le combustible… avec nos capacités actuelles, on sait le faire.

Aujourd'hui, ces capacités sont assez peu utilisées, quelques dimanches dans l'année à hauteur de 10, 12 ou 15.000MW et plus souvent la nuit à hauteur de 2-3 réacteurs. Samedi dernier, il y a 2 réacteurs qui ont modulé mais ça c'est vraiment la vie de tous les jours et il y a 30 ans c'était déjà pareil.

En fait, c'est essentiellement une question de coordination. Par exemple, une fois par mois on doit calibrer les mesures de puissance du cœur, pour cela pendant 24 ou 48 heures on place le réacteur en base à pleine charge stable. A l'origine, on faisait souvent ça à partir du dimanche matin comme ça le lundi quand les équipes arrivent elles font les mesures, les analysent, etc. Or le dimanche, c'est le jour où on a besoin de baisser donc on a simplement décalé les plannings : la stabilité commence maintenant le dimanche soir ou le lundi matin quand on a moins besoin de varier. Et on a libéré comme ça quelques centaines de mégawatts de capacité de baisse quasiment sans rien faire.

Si je comprends bien, lorsque vous parlez de 2/3 de réacteurs manœuvrant, ce n'est pas toujours les même 2/3, il y a une rotation.

Exactement.

Donc techniquement tous les réacteurs sont capables, à un moment ou à un autre, de faire cette baisse de production jusqu'à 80% ?

De conception, les 58 réacteurs du parc français savent manœuvrer. Et après c'est une question de rotation, d'avancement du cycle, de réalisation de certains essais… qui fait que pendant une durée plus ou moins longue tel réacteur ne pourra participer.

Concrètement comment ça se passe quand il faut faire baisser la production d'un réacteur ?

Il y a plusieurs mailles de temps. Dès l'année précédente, on sait quel réacteur on choisira de faire baisser en premier en fonction de critères économiques.

Ce que vous êtes en train de dire c'est qu'il y a des différences de coût marginal de production d'un réacteur à l'autre ?

Ce sont plutôt des coûts de placement de production : le combustible qui n'est pas consommé lorsqu'on baisse la production peut être utilisé plus tard. Prenons par exemple un réacteur dont l'arrêt suivant tombe en février. Ce n'est pas un bon moment pour arrêter un réacteur parce que la consommation est élevée. Le printemps et l'été précédent, on va donc choisir ce réacteur en priorité pour la modulation de façon à reculer un peu son arrêt, peut-être jusqu'en mars ou en avril.

A plus court-terme - à la semaine ou au jour, on a un service dont le rôle est d'optimiser l'utilisation de l'ensemble du parc de production d'EDF. Chaque jour, il classe la production de l'ensemble du parc en fonction des coûts variables. J'insiste là-dessus : les coûts fixes ne sont pas pris en compte parce qu'il ne s'agit pas d'investir dans de nouvelles centrales mais d'utiliser au mieux les centrales existantes. Les coûts variables les plus bas, ce sont l'hydraulique au fil de l'eau, l'éolien et le solaire donc ceux là passent en premier. Ensuite c'est le nucléaire dont le coût variable est essentiellement le combustible qui reste meilleur marché que les fossiles. Après on va trouver du gaz, du charbon, du fioul éventuellement… C'est le "merit order" ou la préséance économique en français.
Si la consommation est forte, une fois qu'on aura empilé tout le nucléaire, s’il y a encore besoin de production, on ira chercher les tranches gaz ou charbon. Si la production diminue, parce qu'on est dans le creux de nuit ou le dimanche, ou au contraire si la production EnR augmente et pousse l'ensemble du schéma, là on va baisser voire arrêter le charbon, baisser voire arrêter le gaz. Et puis s'il faut encore diminuer la production, on va commencer à faire baisser les centrales nucléaires. C'est pour ça que le nucléaire baisse moins que le reste, parce qu'il passe après les autres. Le charbon et le gaz n'arrêtent pas de monter et de descendre mais ils ne sont pas forcément beaucoup plus flexibles que le nucléaire, c'est surtout qu'il vaut mieux les éteindre en premier parce qu'ils sont plus chers et en plus émettent du CO2.

Là il s'agit de la phase de planification qui peut se faire potentiellement des mois en avance, comment est-ce qu'une baisse est déclenchée au jour le jour ?

Les prévisions de production photovoltaïque et surtout éolienne à plus de 3 jours restent d'une fiabilité imparfaite malgré des modèles qui s'améliorent régulièrement. On a une bonne image de la production EnR et des températures à partir de J-3 donc c'est à partir de là qu'on peut avoir une vision sur les besoins de production de chaque groupe.

Tout ça est figé chaque jour à 16h, notre optimiseur envoie à chaque salle de commande de réacteur nucléaire comme de centrale thermique ou hydraulique le programme du lendemain. C'est envoyé également à RTE, le gestionnaire du réseau.

Chaque salle de commande reçoit un programme détaillant sa production par période de 30 minutes. L'opérateur accuse réception de ce programme et s'il y a une variation à faire, il va s'y préparer. Le moment venu il va afficher sur le pupitre la valeur de puissance à atteindre, la rampe ou le gradient de variation et puis il déverrouille la platine et l'automatisme fait le reste en faisant baisser la puissance à la vitesse voulue.
Au fur et à mesure, des grappes de commandes composées de produits neutrophages sont insérées et elles vont réduire la puissance du cœur en proportion de la réduction de la puissance électrique voulue. La réponse est instantanée : la puissance électrique baisse de l'ordre de 30MW par minute soit 3% par minute, et la puissance du cœur baisse au même rythme. Ensuite, il va y a avoir des phénomènes neutroniques dans le cœur, la quantité de xénon notamment va temporairement augmenter avec un effet retard, et c'est ça qu'on va contrer en envoyant de l'eau ou du bore pour régler l'équilibre neutronique à chaque instant. L'ajout ou la dilution de bore sont des opérations manuelles de l'opérateur depuis la salle de commande.

Pour la remontée, c'est pareil dans l'autre sens.

Ces grappes sont aussi celles qui sont destinées à arrêter le réacteur en cas d'urgence ?

C'est le même type de fonctionnement mais on a plusieurs types de grappes dans un cœur : des grappes qui font la régulation de puissance, des grappes pour la régulation de température et des grappes dédiées à une réponse rapide qui, elles, ne sont pas utilisées dans la régulation, elles restent toujours extraites du cœur.

Si ce fonctionnement devait être généralisé, est-ce que ça présenterait des inconvénients pour la durabilité des réacteurs ?

On a déjà plusieurs réacteurs qui baissent leur puissance, le retour d'expérience montre que, même de manière intensive, ça marche. J'ai en tête un exemple mais il y en a d'autres : en juin 2013, en baissant très souvent, un de nos réacteurs a produit 2/3 de ce qu'il aurait produit au maximum et on n'a pas observé de difficulté.

Le xénon est un produit qui est présent dans le combustible en fonctionnement, il se crée et disparait dans le réacteur, il suffit d'adapter la concentration en eau et en bore en compensation. Ca demande de la compétence de la part des opérateurs en salle de commande mais ça ne crée pas de difficulté industrielle, il faut juste avoir bien dimensionner les réservoirs d'eau et d'acide borique.

Un autre article sur ce sujet : Le nucléaire est-il flexible ?

Quand on regarde la littérature sur le sujet - qui n'est pas énorme, on voit trois autres préoccupations : la fatigue mécanique sur les systèmes de régulation, les variations de température dans le réacteur et le comportement du combustible.

Sur le premier point : les grappes se manœuvrent pas par pas et les mécanismes sont construits pour faire un certain nombre de pas. Tout ça est compté et au bout de quelques millions de pas, il faut changer le mécanisme de commande de grappe. On a un programme pluriannuel pour le faire de manière coordonnée : on sait que vu le taux d'utilisation des réacteurs au bout de tant d'années il faudra changer les mécanismes de commande de grappe, c'est une opération qui prend quelques jours sur un arrêt de tranche. Il n'y a pas de restriction de manœuvrabilité notable suite à ça.

Le changement de mécanisme doit se faire avec quelle fréquence ?

Ça dépend de l'utilisation de la tranche mais c'est plus de 10 ans. Ça sera peut-être plus fréquent demain, mais d'un autre coté on a amélioré les mécanismes de commande : avant il fallait les changer tous les 3 millions de pas maintenant ils tiennent 8 millions de pas.

Et puis la principale sollicitation des grappes n'est pas liée aux baisses profondes, elle a lieu quand on fait du réglage de fréquence. Ce sont des petites variations mais incessantes et mises bout à bout on a un nombre de pas sur les grappes plus important. On ne prévoit pas de faire plus de réglage de fréquence demain qu'aujourd'hui, on pense même au contraire en faire moins parce que d'autres mécanismes, comme le stockage par batteries, se mettent en place.

Pour ce qui est de la température, le circuit primaire est très stable en pression et la température varie d'une quinzaine de degrés en moyenne sur l'ensemble du primaire. C'est quelque chose qu'on sait suivre parfaitement : à chaque fois qu'on a une variation de plus de 5°C sur une partie du circuit primaire, on compte un événement. Tous les jours il y a des équipes qui dépouillent le fonctionnement du réacteur de la veille et qui comptent le nombre de sollicitations et on sait de conception qu'on a droit à tant de milliers de sollicitations dans la vie de la soudure ou de la portion de circuit concernée. On s'assure de ne pas le dépasser. Même en extrapolant sur une durée de vie de 60 ans on sait que ça passe.

Quant au combustible, les variations de température ne sont pas non plus énormes. Les études de sûreté nous ont donné des crédits de temps de fonctionnement à basse charge : chaque réacteur quand il démarre son cycle a un crédit de quelques dizaines de jours de fonctionnement à basse charge et ce crédit se reconstitue quand on fonctionne à pleine charge. On estime que sur un cycle un réacteur peut fonctionner environ 40 jours cumulés à basse charge.

Sur un cycle qui dure combien de temps ?

Entre 12 et 16 mois en général. Et encore on ne compte que les variations longues de plus de 8 heures : une variation de 4 heures la nuit, par exemple, n'a pas d'impact sur le combustible.

Quand on regarde la courbe de charge d'un réacteur nucléaire, on voit bien le réglage de fréquence, on voit aussi plus rarement des descentes à 20 ou 30% de la puissance maximale. Est-ce que des productions intermédiaires sont possibles ?

Oui. On sait faire toutes les positions intermédiaires mais en pratique on les utilise peu parce que le choix des réacteurs à baisser est d'abord économique. Si on a intérêt à économiser un réacteur autant l'économiser complètement et le faire baisser le plus bas possible.

Les réacteurs en fin de cycle sont une exception : l'amplitude de baisse diminue progressivement et plutôt que baisser à 200MW, on va baisser à 250, 300 ou 350MW au fur et à mesure qu'on se rapproche du rechargement. Si vous voyez des réacteurs dans cette zone-là, c'est probablement parce qu'ils sont dans cette phase et que le minimum technique a été relevé.

Justement qu'est-ce qui explique ce minimum technique ? Qu'est-ce qui fait qu'on ne peut pas baisser en dessous de 20% ?

On peut mais on a choisi cette valeur parce qu'elle permet d'avoir toutes les régulations en automatique. Les automates, comme c'est souvent le cas dans les process industriels, ont des plages de fonctionnement, certains sont plus ou moins efficaces à pleine charge, d'autres à basse charge. On cherche à éviter le basculement d'une régulation de pleine charge vers une régulation de basse charge, d'où ce seuil. On pourrait descendre plus bas mais ça ne représenterait pas grand-chose en termes de production électrique.

Tout à l'heure vous parliez de réacteurs qui tournent pendant quelques semaines à 2/3 de leurs puissances maximales donc j'ai bien compris que c'est techniquement faisable mais économiquement est-ce que c'est soutenable ?

L'important c'est de bien choisir les réacteurs qui vont varier. Si faire 30 ou 40 jours équivalent pleine puissance de régulation permet à un réacteur de repousser son arrêt de février à mars ou avril, économiquement c'est intéressant parce qu'il y a un intérêt économique à produire en février plutôt qu'en juillet ou en août.

Quoiqu'il en soit ces dernières années on ne module pas plus qu'il y a 20 ou 30 ans. Les variations de consommation n'ont pas changé et la part des EnR reste très faible. Au total, le facteur d'usage est de l'ordre de 96% donc la non production parce qu'il y a un déficit d'appel, un creux de consommation ou des EnR qui ont pris notre place, c'est 4% de notre capacité de production et on ne la voit pas augmenter notablement. Avec ces valeurs, ça reste très économique de continuer à exploiter le parc existant.



Publié le 22 février 2018 par Thibault Laconde

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