Météo du nucléaire : suivez en direct l'effet de la chaleur et de la sécheresse sur la production d'électricité

Aussi sûr que noël arrive en décembre, les indisponibilités climatiques du parc nucléaire reviennent en juillet. Cette année ne fait pas exception : le week-end dernier, la centrale du Bugey a été contrainte d'arrêter un réacteur pour respecter ses limites de rejets thermiques malgré la chaleur et la baisse du débit.

Depuis 5 ou 6 ans, je passe pas mal de temps chaque été à suivre et à expliquer les effets de la température et du manque d'eau sur la production nucléaire française. Alors cette année, j'ai décidé de simplifier le travail et de créer une application qui le fait à ma place :

Vous pouvez aussi accéder à l'appli en plein écran ici, et même l'intégrer sur votre propre site (la marche à suivre est expliquée dans ce tuto).

Comment ça fonctionne ?

Cette application s'appuie sur la méthode que j'ai développé en 2019 pour évaluer précisément les pertes de production nucléaire à partir des informations publiées par EDF dans le cadre de ses obligations reglementaires de transparence (alias : REMIT).

Ces publications prennent la forme de messages et de déclarations d'indisponibilité. Celles qui concernent la production des centrales nucléaires sont récupérées toutes les 30 minutes. Leur contenu est analysé automatiquement pour déterminer si la cause du problème est d'origine climatique ou s'il s'agit, par exemple, d'un arrêt programmé ou d'une défaillance technique.

A l'heure actuelle, l'ensemble des données viennent donc d'EDF. Elles sont simplement collectées et synthétisées avec d'une part un aperçu du nombre de réacteurs en service, à l'arrêt et perturbés par les conditions météo et d'autre part un court aperçu des prévisions pour les prochains jours :

Prévisions détaillées et historiques

Au-delà de cette exploitation simple, l'appli propose deux fonctions accessibles dans les onglets déroulants :

• Le détail de la situation actuelle et des prévisions pour chaque centrale :
  Comme pour la synthèse, on a le nombre de réacteurs en service, arrêtés et perturbés par la météo à l'instant t. Il y a aussi pour chaque centrale un aperçu des prévisions publiés par EDF : est-ce qu'une indisponibilité climatique est possible ? Sait-on à quel moment ? Quelle est la puissance maximale qui devrait être concernée ?
  

• Un graphique interactif des pertes pour l'année en cours
  La production perdue à cause des indisponibilité climatique est calculée jour par jour. Pour permettre une comparaison les courbes des années précédentes (jusqu'à 2015) sont également affichées.

Et à quoi ça sert ?

Chaque année, les indisponibilités climatiques du parc nucléaire suscitent des débats enflammés, souvent sur la base d'informations incomplètes ou fausses... Il faut dire que les données ne sont pas facilement exploitables (comme REMIT) ou arrivent beaucoup trop tard (EDF communique par exemple le cumul des pertes en fin d'année)

A plus long-terme, il est possible que je l'enrichisse avec d'autres fonctions, d'autres données (par exemple météorologiques) voire des prévisions indépendantes de celles réalisées par EDF. Mais ce ne sera probablement pas avant l'année prochaine.

Pour l'instant, je souhaite voir comment cette appli sera reçue et si elle peut aider à éclairer les discussions.

N'hésitez pas à partager votre avis, vos questions, vos proposition d'améliorations en commentaires ou sur les réseaux sociaux (en me mentionnant).

Publié le 19 juillet 2023 par Thibault Laconde

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Les dérogations aux limites de température accordées aux centrales nucléaires en 2022 étaient-elles utiles ?

En juillet dernier, EDF a obtenu de l’ASN et du gouvernement une suspension des limites de température en aval de certaines centrales nucléaires. Comment ces dérogations ont-elles été utilisées ? Et étaient-elles justifiées ?

Presque un an après on a enfin assez d’information pour tenter de répondre à la question.

Rejet thermiques : un point sur les régimes dérogatoires en vigueur pendant l'été 2022

Rappelons le contexte : début 2022, la situation du système électrique européen est très tendue. Avec la guerre en Ukraine, on craint une pénurie de gaz pour l’hiver. De nombreux réacteurs nucléaires sont à l’arrêt à cause d’un risque de corrosion...

Et la météo s’en mêle : sécheresse et vague de chaleur précoce. La centrale du Blayais est contrainte de baisser sa production dès le 9 mai, celle de St Alban à partir du 5 juin. C'est du jamais vu : d'habitude ces problèmes apparaissent à partir de la mi-juillet !

Le 12 juillet, EDF réclame une suspension des limites de températures en aval des centrales du Blayais, de St Alban et de Golfech "afin d'assurer la sécurité du réseau électrique et l'approvisionnement énergétique du pays". La demande est acceptée par l'ASN et le gouvernement. Ces dérogations sont rapidement étendues à deux autres centrales refroidies par le Rhône : Bugey et Tricastin. Initialement prévues jusqu'au 24 juillet, elles sont prolongées jusqu'au 7 août puis de nouveau jusqu'au 11 septembre.

Il est important de noter que la réglementation de toutes ces centrales (sauf Blayais) autorise déjà un fonctionnement au-delà de la limite de température normale lors de conditions climatiques exceptionnelles : si RTE en fait la demande, la limite de température en aval peut être relevée de 2°C à Golfech et de 1°C pour les autres.

On a donc deux régimes de fonctionnement dérogatoires pendant l’été 2022 :

1. le fonctionnement en conditions climatiques exceptionnelles (CCE), prévu par les arrêtés de rejets des centrales, limité et conditionnés à un besoin réel,
2. les dérogations de juillet 2022, temporaires, sans limite de température aval et avec un encadrement incertain. EDF parle de fonctionnement en "situation exceptionnelle" (SE) mais pour éviter le risque de confusion avec les CCE, nous appellerons ça le mode YOLO.

Centrale par centrale que s'est-il passé pendant l'été 2022 ?

Blayais

Maintenant voyons ce qui s’est passé pour chaque centrale concernée. 

Au Blayais, le cas est simple. Après des indisponibilités limitées mais très précoces en mai et juin, l’arrêt programmé des réacteurs 1 et 4 début juillet n'a laissé qu'un seul réacteur en fonctionnement. Dans ces conditions, les limites réglementaires ont été facilement respectées.

Saint Alban

A Saint-Alban, la température de l’eau a très légèrement dépassé la limite autorisé le 12 août : 28.04°C pour un maximum autorisé de 28°C. Les deux modes de fonctionnement dérogatoires étaient possibles, c’est la version YOLO qui est utilisée.

Ce dépassement très faible aurait facilement pu être évité. Avec un débit d'environ 340 m3/s le 12 août, il aurait suffit de réduire la production de St Alban de 500MWh (soit 2% de la production de ce jour-là) pour respecter la limite de 28°C.

Bugey

Au Bugey, la température a dépassé la limite autorisée (26°C) à plusieurs reprises mais jamais de plus d’un degré. Les deux modes de dérogation sont donc possibles, et là aussi c’est la version YOLO qui est utilisée les 19 et 20 juillet puis les 4, 8, 9, 13 et 14 août. 

Température en aval de Bugey (ligne orange) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (orange pointillés) (source)

Tricastin

Au Tricastin, la température maximale autorisée (28°C) a été dépassée du 7 au 15 août avec un maximum de 28.6°C. You know the drill : deux modes possibles, YOLO... 

Température en aval du Tricastin (ligne orange) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (jaune pointillés) (source)

Golfech

Le cas de Golfech est intéressant. La température a dépassé la limite de 28°C à la mi-juillet puis de nouveau pendant deux périodes de la première quinzaine d’août - pour un total de 16 jours.

Pendant la première période (du 15 au 23 juillet), la température maximale en aval atteint 29.05°C, pendant la deuxième (du 4 au 6 août) 28.35°C et pendant la 3e (du 9 au 15 août) 29.20°C. Les conditions sont donc assez proches à la mi-juillet et à la mi-août, pourtant les deux première périodes sont passées grâce à une dérogation CCE alors que le mode YOLO est utilisé pour la troisième.

Température en aval de Golfech (ligne brune) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (orange pointillés) (source)

A noter : Golfech est aussi la seule centrale qui avait fonctionné en mode CCE avant 2022. C'était pendant un peu plus d'une journée en août 2018.

 

Pourquoi les dérogations "situation exceptionnelle" ont-elles été utlisées ?

Première conclusion après ce tour d'horizon : les conditions d'application du mécanisme de flexibilité déjà présent dans la réglementation (les dérogations CCE) n'ont jamais été dépassées.

Pourtant, ce fonctionnement normal a toujours été écarté au profit des dérogations SE. Sauf à Golfech, qui illustre parfaitement la question : pourquoi le mécanisme CCE est-il utilisé pour maintenir Golfech en fonctionnement en juillet mais pas en août ?

Il y a un cas où l'usage des dérogations exceptionnelles de 2022 peut s'expliquer, c'est Bugey. Les dérogations CCE ne s'appliquent pas à ses 2 réacteurs refroidis en cycle ouvert, d'où éventuellement la nécessité de recourir aux SE si les 2 autres réacteurs sont insuffisants. Ce fonctionnement a été confirmé par l'ASN pour les 19 et 20 juillet.

Mais pour les autres centrales ?

Pour les autres, l'explication la plus probable est que les conditions d'application des dérogations normales n'étaient pas réunies. Pour le dire clairement : il n'y avait probablement pas de risque pour l'équilibre du système électrique et pas de demande de RTE.

Cela ne veut pas dire que les utilisations des dérogations exceptionnelles de 2022 n'ont jamais été utiles. Elles ont peut-être permis d'économiser un peu d'eau et de gaz pour l'hiver. Mais certains cas, comme St Alban, évoquent quand même fortement un usage "de confort". Et puis, pendant l'été 2022, le prix de gros de l'électricité a dépassé 500€/MWh, ce qui situe quand même la journée d'arrêt d'un réacteur de 900MW autour de 10 millions d'euros...

Alors ces dérogations, justifiées ou pas ?

Si on résume, sur les 5 centrales autorisées à déroger à leurs limites de température :

• Blayais n'a pas utilisé sa dérogation 
• Golfech, St Alban, Tricastin ont utilisé leurs dérogations mais dans des situations où la production aurait de toute façon pu être maintenue si RTE en avait fait la demande
  
• Bugey est la seule centrale à avoir utilisé sa dérogation dans une situation où la réglementation existante ne lui aurait pas permis de continuer à produire même si c'était nécessaire à l'équilibre du système électrique
  

Les dérogations accordées par le gouvernement et l'ASN semblent donc avoir principalement servi à maintenir la production nucléaire au-delà des limites de température normale alors que l'équilibre du réseau ne le nécessitait pas.

La réglementation existante aurait suffi a passer l'été 2022. Il n'était pas nécessaire pour cela de suspendre les limites de température en aval des centrales nucléaires. 

Évidemment, il est plus facile de tirer ce bilan a posteriori que de prévoir ce qui allait ce passer en début d'été 2022. Mais si on se replace dans le contexte de la première demande de suspension des limites de température, introduite par EDF le 12 juillet, que voit-on ? A cette date, cela fait plusieurs semaines qu'aucune centrale n'est indisponible à cause de la météo (le dernier cas remonte au 21 juin). Et les 3 centrales qui ont fait l'objet de la demande initiale, aucune n'a fait usage de la dérogation obtenue avant le 9 août.

A minima EDF a crié longtemps avant d'avoir mal.

Publié le 30 juin 2023 par Thibault Laconde

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Revoir la réglementation des rejets thermiques pour les centrales nucléaires : pourquoi et comment ?

Il y a quelques jours, comme avant chaque été, EDF a tenu une conférence de presse pour évoquer les effets du changement climatique sur le parc électrique. A cette occasion, l'électricien a annoncé qu'il souhaite un assouplissement de la réglementation des rejets thermiques pour ses centrales nucléaires.

Cela fait déjà quelques temps que je voulais vous parler de cette révision. De mon point de vue elle est devenue inévitable après l’été 2022, et si le sujet est condamné à susciter toutes sortes de polémiques et de positions outrancières, je crois qu'il est aussi possible de parvenir à un solution raisonnable... Et peut-être, au passage, de s'entrainer à répartir efficacement des ressources que le changement climatique rend de plus en plus rares.

Alors, sans plus attendre sautons à deux pieds sur l'occasion...

Les rejets thermiques pour les nuls

Je vais commencer par resituer le cadre technique et juridique de la discussion. Si vous êtes un habitué, vous pouvez probablement passer directement au prochain paragraphe : ce sont des choses dont j'ai déjà parlé dans plusieurs articles.

Le refroidissement des centrales nucléaires entraine un transfert de chaleur vers l'extérieur, en particulier vers les milieux aquatiques - fleuve ou mer selon les cas. La réglementation des rejets thermiques encadre ces opérations. Le cas le plus contraignant, et celui qui va nous intéresser principalement, est celui des centrales situées à l'intérieur des terres et dépendantes de fleuves. Dans ce cas, la réglementation prend généralement la forme d'une température maximale en aval et d'un échauffement maximal entre l'amont et l'aval.

La centrale nucléaire de Belleville utilise la Loire
comme source d'eau de refroidissement (source) 

En pratique, la limite d'échauffement impose un débit minimal du fleuve. A puissance égale, les rejets de chaleur d'une centrale sont à peu près constant. La seule façon de limiter l'échauffement sans baisser la production est donc d'avoir un débit suffisant pour diluer l'eau réchauffée déversée dans le fleuve.

La limite de température en aval peut, elle, se traduire par une limite de température en amont : elle doit être inférieure à la température maximale autorisée en aval augmentée de l'échauffement produit dans les conditions de débits du moment.

Bref, contrairement à ce qu'on pourrait croire, la réglementation des rejets thermiques n'encadre pas la façon dont la centrale fonctionne. En réalité, elle encadre les conditions météorologiques et hydrologiques dans lesquelles une centrale nucléaire peut fonctionner.

Côté juridique comment ça se présente ? Les limites de température sont fixées pour chaque centrale nucléaire via un arrêté, c'est-à-dire le niveau le plus bas dans la hiérarchie des normes. D'un point de vue administratif, ces textes sont très faciles à modifier.

Les valeurs peuvent varier largement, sans que la raison soit toujours très claire :

 

Il y a cependant une inspiration commune : la fameuse directive européenne de 1978 sur "la qualité des eaux douces aptes à la vie des poissons". Celle-ci fixe une température maximale de 28°C et un échauffement maximale de 3°C pour les grands fleuves de plaine. Mais comme toutes les directives européennes, il s'agit d'objectif de résultat destinés aux Etats-membres, ceux-ci restent libres des moyens mis en œuvre pour les atteindre et la directive ne créé pas directement d'obligation pour EDF ou n'importe quel autre utilisateur des fleuves.

La fin peu glorieuse de la réglementation mise en place après la canicule de 2003

La France a donc un objectif de résultat sur la température des fleuves mais les règles applicables aux centrales nucléaires ne sont pas gravées dans le marbre. Elles ont changé dans le passé. En particulier, elles ont déjà été largement adaptées depuis les canicules de 2003 et 2006. C'est justement ce régime qui est arrivé en fin de vie il y a un an, au début de l'été 2022.

Rappelons que, lors de la canicule de 2003, la France était passée près du black-out. Cette "catastrophe évitée de peu" (pour reprendre le terme de la Commission d'enquête du Sénat) a inspiré une révision de la réglementation applicable à la plupart des centrales nucléaires. Pour préparer des étés de plus en plus défavorables, la réglementation post-2003 innove en permettant un assouplissement des limites de rejets thermiques lorsque des tensions sur l'approvisionnement en électricité le justifient.

Par exemple, la température maximale en aval de Golfech est normalement limitée à 28°C mais, depuis la révision de son arrêté de rejets en 2006, elle peut fonctionner jusqu'à 30 si RTE le demande ou si c'est nécessaire pour assurer l'équilibre du système électrique.

 

Pendant une vingtaine d'années, ce mécanisme n'a été utilisé qu'une seule fois (en 2018). Mais en 2022, patratra : pour la première fois une vraie situation de tension se présente, avec la guerre en Ukraine et les soucis de corrosion du parc nucléaire, et l'été s'annonce chaud et surtout sec... Va-t-on enfin utiliser la flexibilité prévue par la réglementation ? Non, EDF préfère demander de façon préventive la suspension de la réglementation. Demande acceptée par l'ASN et entérinée par le gouvernement.

 

Le mécanisme imaginé suite à la canicule de 2003 est un échec : inutilisé pendant des années et vite écarté précisément quand il aurait du servir. Une révision de la réglementation des rejets thermiques des centrales nucléaires était donc inévitable. Et même souhaitable pour éviter de se retrouver dans la même situation à l'avenir.

 

La question dès lors est : comment fixer efficacement les nouvelles règles ? A mon avis, cela nécessite de répondre à 3 questions.

Question 1 : techniquement, jusqu'à quelle température et quel débit la centrale peut-elle fonctionner ?

Imaginons que les arrêtés de rejets soient abolis, les centrales nucléaires ne seraient pas pour autant capables de fonctionner dans n'importe quelles conditions de chaleur et de sécheresse. Contrairement à ce qu'on entend souvent, il existe bien des limites techniques de fonctionnement en température et en débit.

En particulier, le circuit de refroidissement doit avoir une température suffisamment basse pour condenser la vapeur après son passage dans la turbine. Aux pressions ordinaires, la condensation se fait autour de 100°C, ce qui laisse de la marge... Mais dans une centrale électrique, le condenseur doit être maintenu a très basse pression. Quand la température de l'eau de refroidissement augmente, la température du condenseur augmente aussi et avec elle la pression de vapeur saturante (la pression minimale pour que l'eau se condense). Si celle-ci dépasse la pression maximale admissible au condenseur, ça ne marche plus. Dans ce cas, il n'y a pas d'autres solutions que de baisser ou d'arrêter la production d'électricité.

A ma connaissance, en France, il n'y a jamais eu de perte de vide au condenseur causée par une température excessive. Mais il existe des exemples de ce type d'incident à l'étranger, par exemple dans les centrales d'Asco (Espagne), Pickering et Darlington (Canada) pendant les vagues de chaleur de 2003.

De façon encore plus évidente, il existe un débit en-dessous duquel une centrale ne peut plus fonctionner. Au mieux, c'est le débit prélevé, mais il peut être significativement plus élevé, par exemple si un débit minimum est nécessaire aux prises d'eau.

Il parait assez évident que la réglementation ne devrait pas autoriser le fonctionnement d'une centrale dans des conditions de chaleur et d'étiage où elle ne peut techniquement pas fonctionner. Pour ne citer qu'une seule raison, à laquelle vous n'auriez peut-être pas pensé : cela rendrait les indisponibilités des centrales nucléaires beaucoup plus difficiles à prévoir. Le chapitre climat des Futurs Energétiques 2050 de RTE, à date la seule étude publique de l'impact du changement climatique sur le parc nucléaire français, ne serait par exemple plus possible. 

Le fonctionnement de Saint-Alban est régulièrement perturbé parce que le débit du Rhône ne lui permet pas de respecter l'échauffement maximal autorisé par son arrêté de rejets (source)

Question 2 : quels extrêmes de débits et température s'attend-on à rencontrer ?

Un argument central d'EDF pour réviser les limites en vigueur est qu'elles ne correspondent plus aux conditions environnementales actuelles. Soit, mais alors quelles sont les conditions actuelles ?

EDF fait en permanence et depuis des décennies des relevés de température et de débit au niveau de ses centrales et dispose d'un service de climatologie depuis les années 90 mais ne publie que le strict minimum de ses résultats. A un moment pourtant, il va falloir montrer son jeu : quels sont les chaleurs et étiages extrêmes que l'exploitant anticipe pour chaque centrale nucléaire à climat actuel ? Ces prévisions sont-elles réellement incompatibles avec la réglementation existante ?

Si ce n'est pas le cas, la demande de révision n'a pas lieu d'être.

Si les études réalisées par EDF montrent que l'évolution des températures et des débits au niveau des centrales est incompatible avec les limites actuelles, ou va le devenir à court-terme, alors c'est effectivement un argument fort en faveur de leur révision. Dans ce cas, ces projections fournissent, après les extrêmes techniques, une deuxième borne possible pour les seuils réglementaires : en effet, il est a priori inutile d’autoriser le fonctionnement dans des conditions de température et de débit que l'exploitant estime ne pas devoir être atteintes.

Pour énoncer une évidence, il n'est pas possible de minimiser systématiquement les effets de la chaleur et du manque d'eau sur le parc électrique et en même temps d'invoquer le changement climatique pour demander un assouplissement de la réglementation des rejets thermiques. Et face à la dissonance du discours, on ne peut pas s'empêcher de se demander de quel côté se placent les hypothèses climatiques utilisées dans la conception et les études de sureté. Je pense que sur ce sujet EDF a déjà trop retardé son examen de conscience.

Question 3 : quels seront les effets sur le système fleuve ?

Souvent, c'est ici que la discussion commence mais pour moi cette question vient bien dernier. Après- tout peut-être qu'une fois les extrêmes techniques et les projections étudiés, on s'apercevra que la marge de manœuvre et/ou le besoin d'assouplissement sont inexistants ou minimes...

Dans le cas où une révision significative serait à la fois possible techniquement et nécessaire au regard du climat actuel et futur, il faudra bien poser la question de l'impact sur les autres utilisateurs du fleuve. C'est une question trop vaste pour la traiter entièrement ici, mais je voudrais au moins rappeler qu'elle ne se limite pas à des préoccupations écologiques.

Prenons les autres industries qui utilisent le fleuve pour leur refroidissement. Elles sont elles aussi soumises à des limites de rejets thermiques. Si une centrale nucléaire peut réchauffer l'eau au-delà de la limite de droit commun, potentiellement cela signifie que l'on autorise EDF à mettre à l'arrêt les industries qui se trouvent en aval, même si leur besoin de refroidissement est beaucoup plus réduit. C'est un cas d'école d'externalité négative, évidemment difficilement acceptable pour les entreprises qui le subirait. Et, au bilan, si on facilitait le fonctionnement d'une centrale nucléaire au détriment d'autres industries en aval - rafinerie, aciérie, chimie, ou autres, est-ce qu'on ne perdrait pas plus qu'on ne gagne ?

Il est normal qu'EDF ne voit que ses installations mais le pouvoir politique, qui prend les arrêtés de rejets, est garant de l'intérêt général. Avant de réviser ces seuils température, il faut lever les yeux de la centrale nucléaire et regarder l'ensemble des enjeux hydrologiques, écologiques et économiques.

Les limites de rejets thermiques ne sont pas réservées aux installations nucléaires : pendant l'été 2022, le fonctionnement de la centrale thermique à gaz de Martigues a aussi été perturbé par la chaleur (source)

 

Préparer le monde qui vient

Vous aurez compris que la réglementation des rejets du nucléaire n’est pas simple, elle aggrege des questions climatiques, industrielles et écologiques. Mais je crois que la grille d'analyse proposée - marge d'ajustement, besoin d'ajustements, impacts des ajustements - peut aider à arriver à une solution raisonnable. Elle permet aussi de présenter cette question lourde d'arrière pensée politiques pour ce qu'elle est : une discussion avant tout technique. 

Au fond la question est celle du partage de l'eau et de la capacité de refroidissement. Ces ressources autrefois suffisantes s'amenuisent sous l'effet du changement climatique. Ce n'est pas la dernière fois que cela va arriver... L'histoire des prochaines décennies sera en grande partie déterminée par notre capacité à  répartir ces ressources de façon efficace, en termes de résultats mais aussi de processus de décision : il faut viser un optimum technique et en même temps susciter l'adhésion, ou au moins limiter les frustrations.

Ces questions vont se présenter d'abord sous la forme de petit dilemmes, et la réglementation des rejets thermiques en est un, puis d'arbitrages de plus en plus douloureux. Autant apprendre dès à présent à les gérer, cette expérience sera précieuse...

Publié le 31 mai 2023 par Thibault Laconde

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Un EPR fluvial consommerait autant d'eau qu'une grande agglomération comme Lyon ou Marseille

Début mars, le Monde m'a démandé une tribune sur les conséquences de la sécheresse pour la production d'électricité nucléaire. Dans ce texte, publié dans le numéro daté du 17 mars, j'ai essayé de faire une synthèse des enjeux liés à l'eau pour le parc nucléaire actuel et surtout futur. Avec cette comparaison : si on le construit sur un fleuve, un seul réacteur nucléaire de type EPR consommerait à lui seul autant d'eau qu'une grande ville, comme Lyon ou Marseille, et sa banlieue. Il est donc indispensable, avant d'envisager un tel projet de s'assurer que la ressource en eau est suffisante et qu'elle le restera tout au long de l'exploitation malgré le changement climatique et l'évolution des autres usages.

Je ne pense pas qu'il soit possible de dire quelque chose de plus fade et banal, c'est le porridge tiède sans sucre du débat sur l'énergie... Mais la comparaison a marqué et suscité beaucoup de réactions. Il me parait donc utile d'y revenir plus longuement, notamment pour expliquer le calcul et la façon dont j'interprète ce résultat.

L'eau évaporée dans les tours de refroidissement de la centrale nucléaire de Belleville
est retranchée du débit de la Loire (source).

Reprenons depuis le début : ça "consomme" de l'eau un réacteur nucléaire ?

Certaines personnes sont encore étonnées d'entendre qu'une centrale nucléaire peut consommer de l'eau. Il faut dire que les termes utilisés ne sont pas toujours clairs et que partisans comme opposants n'hésitent pas à entretenir les confusions. Reprenons donc au début, en définissant de quoi on parle :

• L'eau prélevée est l'eau qui est captée dans l'environnement (dans une rivière, un lac, un acquifère souterrain...) et utilisée, qu'elle soit ou non remise dans le milieu ensuite.
• L'eau consommée est l'eau qui est prélevée dans l'environnement et n'est pas rendue. Evidemment elle n'est pas détruite, elle peut être évaporée, perdue, transformée... mais en tous cas elle devient indisponible pour les autres utilisateurs de la ressource en eau.
• On peut ajouter l'eau rejetée ou restituée qui est la différence entre le prélèvement et la consommation
  

Les besoins en eau d'une tranche nucléaire viennent très majoritairement du refroidissement de la turbine à vapeur. Par conséquent, ce qui est vrai pour le nucléaire est aussi vrai pour d'autres centrales équipées de turbines à vapeur - c'est-à-dire la plupart des centrales charbon ou fioul, certaines centrales à gaz et même quelques centrales solaires.

Il existe principalement deux méthodes pour refroidir une turbine à vapeur :

1. On prend de l'eau, on refroidit la turbine avec, on rejette l'eau
   Cette méthode nécessite une grande quantité d'eau accessible en permanence. Les prélèvements sont très importants mais tout est restitué. L'eau ne fait que passer, sans consommation, on parle donc de refroidissement en circuit ouvert.
   
   
2. On prend l'eau, on refroidit la turbine, on refroidit l'eau, on recommence
   Point positif : les prélèvements sont beaucoup plus faibles. Point négatif : une partie de l'eau est évaporée pendant son refroidissement au contact de l'air, il y a donc une consommation. Comme l'eau est réutilisée en boucle jusqu'à ce qu'elle s'évapore ou devienne trop concentrée en impuretés, on parle de refroidissement en circuit fermé.

En France, toutes les centrales de bord de mer sont refroidies en circuit ouvert. Elles prélèvent des quantités massives d'eau mais ce n'est pas très grave, la ressource ne manque pas... 

Au contraire, la plupart des centrales implantées à l'intérieur des terres sont refroidies en circuit fermé. Leurs prélèvements sont plus réduits mais elles font s'évaporer une partie de l'eau des fleuves : bon an mal an, le parc nucléaire français consomme à peu près un demi-milliard de mètres cubes d'eau de cette façon.

C'est un peu simpliste - il y a d'autres consommation d'eau dans une centrale nucléaire, certains réacteurs situés sur le Rhône sont refroidis en circuit ouvert, etc. - mais si vous vous retenez ça, vous savez l'essentiel et vous êtes déjà dans la frange la plus éclairée du débat. 

Saint-Alban est une des 3 centrales nucléaires françaises possédant des réacteurs refroidis en cycle ouvert
bien que située à l'intérieur des terres (source)

Et donc, combien d'eau consommera une EPR ?

Si on se tourne vers l'avenir, combien d'eau faut-il à nos futurs réacteurs ?

Vous l'aurez compris, cela va dépendre en premier lieu du système de refroidissement qui sera choisi. Peut-on le savoir à ce stade du projet ? la réponse est : oui, assez probablement.

D'abord la question de la consommation d'eau ne se pose vraiment que lorsque la ressource utilisée est de l'eau douce, disponible en quantité limitée et utilisable pour d'autres usages (eau potable, agriculture...). On ne parle donc que de réacteurs implantés à l'intérieur des terres. Aujourd'hui deux sites fluviaux sont envisagé pour la constructions d'EPR (Bugey et Tricastin) et d'autres devront sans doute être trouvés si le projet de construire 14 EPR se confirme.

Pour des sites fluviaux, le refroidissement devrait a priori être en circuit fermé. Cette solution est en principe imposée par la réglementation afin de limiter la pollution thermique et pour la plupart des emplacements disponibles c'est la seule option viable compte-tenu du débit et de la puissance des EPR.

La consommation d'eau d'un EPR refroidi en circuit fermé n'est pas connue précisément, et pour cause : aucun n'a été construit pour le moment... Mais il n'est pas très difficile de l'estimer. Dans le dossier publié pour le débat public sur Penly, EDF parle de "10 mètres cubes par seconde de prélèvements en rivière (dont 8 mètres cubes par seconde sont restitués)" pour deux EPR, soit 5m³/s prelévés et 1m³/s consommé pour chaque réacteur.

Il est possible que ce soit un peu moins : les réacteurs actuels des centrales de Chooz et Civaux ont une consommation de 0.75m³/s environ pour une puissance de 1500MW, il me semble donc raisonnable de supposer qu'un EPR de 1600MW se situerait autour de 0.8m³/s. Mais ça ne change pas fondamentalement l'ordre de grandeur, donc gardons les 1m³/s annoncés par EDF.

Une consommation équivalente à celle de 1.6 millions de français

Il y a environ 31.600.000 secondes dans une année mais un réacteur ne fonctionne pas en permanence : il faut retrancher les périodes d'arrêt ou celle où il produit moins que sa puissance nominale. Pour cela, on va prendre un facteur de charge de 70%, ce qui correspond grosso-modo à la moyenne sur le parc actuel en France.

Pour obtenir une évaluation de la consommation annuelle d'eau d'un EPR, il ne reste plus qu'à multiplier. Avec une consommation à pleine puissance évaluée à 1m³/s, on obtient : 1 x 31.600.000 x 0.7 = 22.000.000 m³/an par réacteur.

Bon, ce chiffre n'est pas vraiment parlant. Pour en prendre la mesure, le plus simple est de le comparer à ce que nous connaissons le mieux : notre propre usage de l'eau.

Un français moyen utilise 54.3m³ d'eau par an. Mais comme lorsqu'elle est utilisée pour le refroidissement d'une centrale nucléaire, la majorité de cette eau est renvoyée dans l'environnement. La partie non restituée, qui correspond principalement à des pertes sur le réseau, est estimée à 20%. Cela fait donc une consommation nette d'eau d'environ 14m³ par habitant et par an. Les chiffres du ministère de l'environnement, récemment mis à jour, confirment cet ordre de grandeur.

La division n'est pas très compliquée : la quantité d'eau évaporée par un réacteur type EPR refroidi en circuit fermé serait équivalente à la consommation nette de 1.6 millions de français. Ce résultat est cohérent avec les consommations publiées par EDF pour les centrales actuellement en service.

En 2021, la centrale nucléaire de Nogent sur Seine en amont de Paris a consommé 38.5 millions de mètres cubes d'eau,
c'est autant que 2.75 millions de français moyens (source).

1.6 millions de personnes, cela correspond à la population d'une grande agglomération française, à la louche quelque chose comme Marseille (1.6 millions) ou Lyon (1.7 millions d'habitants). Cette dernière comparaison me parait plus appropriée parce que le grand Lyon, comme 14 réacteurs nucléaires actuellement en service, est alimenté principalement par des eaux de surface venant du Rhône.

Une comparaison valable aussi bien pour la consommation que les prélèvements

Dans ma tribune pour le Monde, je fais cette comparaison uniquement pour l'eau consommée : évaporée dans le cas du réacteur nucléaire, perdue dans le cas de la ville. Mais qu'en est-il pour les prélèvements ?

On l'a vu plus haut, EDF envisage un prélevement de 5m³/s par EPR - là encore je pense que ce sera probablement un peu moins mais passons. Sans redérouler tout le calcul, cela nous donnerait un peu plus de 110 millions de mètres cubes prélevés chaque année pour un réacteur. 

Les prélèvements destinés à la consommation humaine sont eux de l'ordre de 68m³ par an et par habitant (54m³ utilisés, 14m³ perdus), 110.000.000/68 ≈ 1.600.000 . Donc, en termes de prélèvements d'eau, un réacteur fluvial de type EPR a aussi des besoins équivalents à environ 1.6 millions de français.

La comparaison pour la consommation reste donc valable pour les prélèvements : là encore, l'EPR a à peu près les mêmes besoins qu'une agglomération comme Lyon et Marseille. C'est normal puisque dans les deux cas la part d'eau consommée est approximativement la même : de l'ordre de 20% de l'eau prélevée.

Et donc ?

Il s'agit évidemment d'un calcul de coin de table mais voici notre ordre de grandeur : aussi bien en termes de prélévements que de consommation, construire un EPR sur un fleuve aurait à peu près le même effet que si on l'utilisait tout d'un coup pour alimenter en eau Lyon et sa banlieue.

Il n'y a pas vraiment de débat sur ces besoins en eau. EDF publie annuellement les prélèvements et la consommation de chaque centrale nucléaire. Et même pour un réacteur qui n'existe encore que sur le papier, il est relativement facile de se faire une idée des besoins, il faut dire que la physique du refroidissement est simple et implaquable : il est peu probable qu'une innovation vienne tout bousculer. Je pense donc que si ma comparaison a soulevé tant d'incrédulité, c'est surtout parce qu'elle permet de prendre conscience de ce que réprésentent ces volumes tellement énormes qu'ils sont très abstraits.

En réalité, les prélevements et la consommation d'eau des futurs EPR sont massifs mais à la mesure de l'énergie produite : avec 1600MW par unité et un facteur de charge de 70%, un EPR produirait 9.8TWh d'électricité par an, ce qui -encore une fois- correspond à peu près à la consommation de 1.5 millions de français...

La question posée par les projets d'EPR à l'intérieur des terres est finalement celle-ci : est-ce qu'il est rentable d'échanger la consommation d'eau d'une agglomération comme Lyon contre une production d'électricité elle aussi équivalente aux besoins de Lyon ?

A mon avis, il n'y a pas de réponse absolue : cela dépend de la ressource en eau. Si elle est abondante, pas de souci. Si l'eau disponible est insuffisante, c'est évidemment une mauvaise idée. Et entre les deux, s'étend le monde vaste et incertain des réponses nuancées : quelle est la probabilité de manquer d'eau ? est-on prêt à courir un risque d'indisponibilité en période de sécheresse ? ou bien à imposer des restrictions aux autres utilisateurs - industries, agriculteurs... ? y a-t-il d'autres solutions ? etc. 

 

Pour aller plus loin sur les besoins en eau des centrales nucléaires, vous pouvez aussi lire :

• Cette présentation de Palo Verde, la fameuse "centrale nucléaire au milieu du désert"
• Une introduction à la réglementation des rejets thermiques en France pour le nucléaire et les autres industries
  
• Et pour élargir, une série de 7 articles sur la vulnérabilité climatique du système électrique (nucléaire, hydroélectricité, éolien, réseau...) 
  

 

Publié le 6 avril 2023 par Thibault Laconde

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Palo Verde : anatomie d'une centrale nucléaire mythique

Posez la question de la gestion des risques climatiques dans l'industrie nucléaire et immanquablement ce nom vous reviendra en écho : Palo Verde ! C'est peu dire qu'on a là une centrale nucléaire extraordinaire : située au coeur du plus grand désert d'Amérique du Nord, le Sonora, dans une région sans cours d'eau permanent, où la température dépasse régulièrement les 40°C pendant la moitié de l'année, elle trouve pourtant le moyen de fonctionner... Et pas qu'un peu : Palo Verde est le plus gros producteur d'électricité des Etats-Unis !

 

Par quel miracle est-ce possible ? Et pouvons nous en apprendre quelque chose pour l'adaptation de nos propres centrales nucléaires face à des sécheresses et des canicules de plus en plus sévères ? C'est ce que je vous propose de voir en détails dans cet article.

 

Vue aérienne de la centrale de palo Verde en fonctionnement (source)

La centrale nucléaire de Palo Verde à la loupe

Palo Verde (Palo Verde Nuclear Generating Station ou PVNGS) a beau posséder les seuls réacteurs nucléaires commerciaux au  monde sans accès à une masse d'eau naturelle, il est inutile d'y chercher une technologie révolutionnaire, un procédé unique ou un secret quelconque : la centrale en elle-même n'a rien de très original.

Comme les 2/3 des centrales nucléaires de la planète, elle est équipée de réacteurs à eau pressurisée, au nombre de 3 d'une puissance 1300MW chacun. Deux autres étaient prévus mais la demande d'autorisation a été retirée en 1979, apparemment pour des raisons économiques.

Détail de la centrale de Palo Verde (source)

En l'absence de cours d'eau, le refroidissement est évidemment effectué en cycle fermé, c'est-à-dire que l'eau utilisée pour refroidir la turbine et le réacteur est elle-même refroidie au contact de l'air puis réutilisée. 

 

Ici la centrale possède une petite originalité : elle utilise des cheminées ventilées mécaniquement plutôt que les classiques tours hyperboliques où l'air circule naturellement. Chaque réacteur en possède trois groupes comme on le voit sur la photo ci-dessus.

Cette particularité n'est pas unique : en France, la centrale de Chinon utilise le même système pour éviter que des tours trop hautes perturbent la vue des chateaux de la Loire. A Palo Verde, la préoccupation n'est pas esthétique : les aéroréfrigérants à tirage mécanique permettent simplement un meilleurs contrôle du refroidissement.

 

On peut aussi noter sur le côté de chacun des réacteurs deux bassins d'aspersion. Ce système est destiné à fournir un refroidissement de secour en cas de défaillance des aéroréfrigérants.

 

Les aéroréfrigérants à tirage mécanique d'un réacteur de la centrale de Palo Verde (source)

Contrairement à ce qu'on pourrait penser, l'environnement aride de la centrale rend ce système particulièrement efficace : en effet le refroidissement de l'eau est assuré principalement par évaporation. L'air très sec, qui peut absorber beaucoup de vapeur, permet d'obtenir facilement une température bien plus basse que celle de l'air ambiant.

D'où vient et où va l'eau ?

La centrale de Palo Verde ne se distingue pas réellement de ce que l'on peut voir en France, par exemple à Chooz et ou Cattenom : réacteurs de conception et de puissance comparables, principe de refroidissement identique. Par conséquent, l'eau reste indispensable à son fonctionnement. Comme ses homologues françaises, Palo Verde a besoin d'évaporer de l'ordre d'une tonne d'eau par seconde et par réacteur pour se refroidir.

En plein désert, d'où vient cette eau ? Elle est tout simplement achetée, auprès de l'agglomération de Phoenix quelques 70 kilomètres à l'est de la centrale.

 

Bassin d'aspersion d'un des réacteurs de Palo Verde en fonctionnement (source)

 

Les quelques 5 millions d'habitants de l'agglomération de Phoenix sont alimentés en eau par canaux et pipelines depuis les rivières Salt et Verde, et dans une moindre mesure depuis le Colorado. Après utilisation, cette eau est envoyée vers les stations d'épuration de l'agglomération : dans le contexte très aride de la région, les eaux usées sont à 100% traitées et réutilisées. C'est l'une d'entres-elles, la station de 91st street, qui se charge d'alimenter la centrale en eau recyclée.

 

Une vue d'ensemble de la centrale permet de suivre le cheminement de cette eau :

 

Vue d'ensemble et fonctionnement du site de Palo Verde

L'eau, amenée par un pipeline souterrain de 3 mètres de diamètre, commence par passer dans une nouvelle usine de traitement destinée à assurer une qualité constante.

Une fois traitée, elle est envoyée vers les deux bassins situés à proximité. La centrale vient puiser dans cette réserve de 4 millions de mètres cubes comme elle le ferait dans un lac ou un océan.

 

Dans la centrale elle-même rien de particulier, on l'a déjà vu. Mais ensuite un nouveau problème se pose : comme toutes les centrales refroidies en circuit fermé, Palo Verde doit régulièrement changer l'eau de son circuit de refroidissement. Sinon chaque cycle d'évaporation aboutirait à concentrer de plus en plus les minéraux et les impuretés, jusqu'à boucher les canalisations. Dans une autre centrale, l'eau issues de ces purges de déconcentration serait diluée dans un fleuve ou dans l'océan. Cette possibilité n'existe pas à Palo Verde.

L'eau des purges est donc envoyée vers les grands bassins d'évaporation installés au sud. D'une superficie de 2.6km², un peu plus que la principauté de Monaco, ces bassins stockent l'eau jusqu'à ce qu'elle soit entièrement évaporée.

 

Lorsque c'est terminé, il reste une boue qui n'est pas radioactive mais concentre des résidus de produits chimiques utilisés à différentes étapes du processus. Cette boue est ensevelie dans des décharges situées à proximité.

 

Comme toute l'eau qui arrive à la centrale est évaporée, la consommation par kilowattheure produit est à peu près le double de celle d'une centrale ordinaire.

 

Une vraie-fausse solution pour face au manque d'eau

A ce stade, vous l'aurez compris, la centrale de Palo Verde a resolu le problème de sa dépendance à l'eau de la même façon que le scaphandrier a résolu sa dependance à l'air : en l'amenant pas un tuyaux dans un milieu où il n'y en a pas.

 

Il n'empêche que ce système ingénieux a fait des émules. Aux Etats-Unis, une cinquantaine de centrales électriques fonctionnent sur le même principe. C'est le cas notamment de plusieurs centrales à gaz voisines, par exemple Redhawk (1060MW, inaugurée en 2002), qui puise d'ailleurs dans les mêmes bassins que Palo Verde, ou Mesquite (1250MW, inaugurée en 2003).

Vue aérienne de la centrale à cycle combiné gaz de Mesquite
voisine de la centrale nucléaire de Palo Verde (source)

Et là vous voyez certainement venir le gros problème de Palo Verde : la concurrence pour l'accès à l'eau.

 

En effet la ressource en eau recyclée de la région de Phoenix n'est pas extensible à l'infini, d'autant que l'approvisionnement en eau brute pour la production d'eau potable est lui-même problématique. Les eaux usées recyclées sont donc très demandées pour la production d'électricité, pour l'irrigation voire pour la consommation humaine - directement via la réinjection dans le réseau d'eau potable (autorisée depuis 2019), indirectement pour recharger des acquifères et des zones humides ou même via la production de bière...

 

Concrètement, cette concurrence se traduit par une forte augmentation des coûts pour la centrale. Celle-ci bénéficiait historiquement de tarifs très raisonnables : de l'ordre de 40$ pour mille mètres cubes, ce qui est comparable par exemple à la redevance pour prélèvement de la ressource en eau payée par les centrales équivalentes en France. 

Mais face a l'explosion des besoins, le tarif a été renégocié au tournant des années 2010 et augmente progressivement pour atteindre environ 250$ pour 1000m³ en 2025. Ensuite, il sera indexé sur le prix de l'énergie et de l'eau avec une tarification progressive : plus la centrale consommera, plus son eau sera chère. 

 

Dans ce contexte, Palo Verde cherche paradoxalement à s'affranchir du système pour lequel elle est si régulièrement citée en exemple.

 

Mais un exemple intéressant tout de même

Le site exploite déjà un aquifère souterrain pour l'eau destinée au circuit primaire, à la lutte contre les incendies et à la consommation humaine. Pour le plus gros morceau, l'alimentation des circuits de refroidissement, plusieurs voies sont explorées : l'utilisation d'eaux souterraines impropres à la consommation (projet abandonné après que le permis ait été refusé en 2019), un étage de refroidissement sec avant les aéroréfrigérants, une nouvelle usine de traitement qui permettrait de réutiliser l'eau des purges...

Face au risque de pénurie d'eau, cette recherche de solutions est louable. Et c'est une conséquence du modèle d'approvisionnement propre à cette centrale.

Car c'est là, à mon avis, que se trouve le vrai mérite de Palo Verde : elle a internalisé le coût du refroidissement.

Alors que la plupart des centrales nucléaire (et des industries) comptent sur la bonne volontée de mère nature et des autres utilisateurs des fleuves pour se refroidir, Palo Verde achète ce service. Elle est donc exposée financièrement à la raréfaction de la ressource et incitée à l'économiser.

Palo Verde est généralement citée comme la preuve qu'une centrale nucléaire peut être adaptée à toutes les conditions climatiques. Même si dans ce cas l'adaptation a plus porté sur l'intégration dans l'environnement que sur la centrale elle-même, c'est une réputation méritée.

Les données de l'AIEA permettent de le vérifier : depuis leurs mise en service, les réacteurs 1, 2 et 3 ont connu en moyenne 8, 2 et 25 heures par an d'arrêt total pour "cause extérieure liée à l'environnement", c'est-à-dire le plus souvent en raison de la météo. Pour comparer, en France, Bugey 3 aligne 97 heures d'arrêt par an en moyenne et Chooz 2 monte jusqu'à 315 !

 

Et parfois, malheureusement, c'est aussi dans ce contexte que Palo Verde est citée : pour relativiser les contraintes écologiques qui perturbent le fonctionnement des centrales françaises, par exemple lors de fortes chaleurs ou de sécheresses. Dans ce cas, il ne s'agit pas seulement d'un mauvais exemple, c'est un contre-sens : l'originalité de Palo Verde est précisément d'être construite autour de contraintes environnementales très fortes et d'en accepter les coûts.

 

Évidemment une telle démarche est plus difficile à mettre en place lorsque les conditions climatiques sont moins hostiles ou sur des installations existantes. Mais il y a peut-être là matière à réflexion.

 

 

Pour aller plus loin sur ces sujets, voici quelques suggestions de lectures :

• Une série de 7 articles sur la vulnérabilité climatique du système électrique (nucléaire, hydroélectricité, éolien, réseau...) 
• Des explications sur la modélisation des indisponibilités causées par le changement climatique dans les Futurs Energétiques 2050 de RTE
  
• Un article sur la gestion de l'aridité et de la chaleur dans le programme nucléaire espagnol
  

 

Publié le 15 mars 2023 par Thibault Laconde

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Futurs énergétiques 2050 : comment RTE a évalué l'impact du climat sur le système électrique ?

Si vous vous intéressez à l'énergie et que vous ne vivez pas dans une grotte, vous savez que RTE a présenté lundi 25 octobre des scénarios pour l'évolution du mix électrique français à l'horizon 2050. Ces scénarios sont appuyés sur un impressionnant travail de concertation et de modélisation et une attention particulière a été apportée à un sujet qui m'est cher : l'impact du changement climatique sur la production et la consommation d'électricité.
Ce volet de prospective climatique est une des innovations majeures du rapport : je crois que c'est la première fois en France que ce sujet est porté à un tel niveau institutionnel avec une telle profondeur. On peut espérer qu'il établisse un précédent, et peut-être serve de modèle pour la conception de futures politiques industrielles adaptées au changement climatique. 

Cette nouveauté a suscité pas mal de commentaires et d'interrogations... et à juste titre : si on vous dit ce qu'il va se passer dans 30 ans, il est légitime de demander comment fonctionne la boule de cristal ! Dans cet article, je vous propose d'expliquer les grandes lignes de la méthodologie utilisée par RTE, je reviendrais ensuite plus précisément sur quelques unes des questions que j'ai vu passées.

 

Objectif et principe général

L'objectif des "Futurs énergétiques 2050" en général, et de l'étude des effets du changement climatique en particulier, est de tester des scénarios d'évolution du système électrique français et de vérifier qu'ils permettent d'assurer l'équilibre du réseau dans les mêmes conditions qu'aujourd'hui.

Dans les mêmes conditions qu'aujourd'hui, cela signifie notamment que la durée moyenne annuelle de délestage pour des raisons d'équilibre offre-demande est inférieure à deux heures. 

Comment évaluer la durée moyenne annuelle de défaillance ? Pour le passé, ça semble simple : on observe la durée des défaillances sur un nombre d'années assez grand, puis on fait la moyenne. Mais pour 2050 ? Hé bien, le principe est le même sauf que la simulation remplace l'observation : on simule le fonctionnement du système électrique sur un nombre d'années assez grand, on évalue pour chacune d'elles la durée des défaillainces, puis on fait la moyenne.

En bref, cette simulation fonctionne de la façon suivante : 

1. On part d'une simulation de la météo tenant compte des effets du changement climatique,
2. A partir de celles-ci, on détermine l'état de la production (production solaire et éolienne, productible hydroélectrique, disponibilité des production thermiques et nucléaires) et de la consommation (besoin de chauffage et de refroidissement, notamment),
3. Avec ces données, un modèle du système électrique évalue l'équibre offre-demande.
   

Source : rapport RTE, p. 332

Aux côtés des hypothèses sur la composition du parc de production et sur l'évolution des usages, les simulations météo sont donc l'une des 3 grandes données d'entrée de la modélisation. Mais d'où viennent-elles ? 

Sur quelles données climatiques s'est appuyé RTE ?

Pour que la moyenne des résultats soit représentative, il faut que la simulation porte sur un nombre d'années suffisamment grand. RTE a choisi d'en prendre 200, c'est-à-dire qu'il faut 200 versions possibles de la météo de l'année 2050.

 

Ces simulations météo ont été réalisées par le modèle ARPEGE-Climat de Météo France pour 3 climats différents :

• un climat de référence correspondant aux conditions des années 2000
• un climat 2050 dans un scénario d'émissions modérées (scénario RCP4.5 du GIEC)
• un climat 2050 dans un scenario d'émissions très élevées (RCP8.5)
  

Le résultat est, pour chacun de ces climats, un jeu de données de 200 années de température, vent, nébulosité, débit, etc. avec un pas de temps horaire et une résolution spatiale de l'ordre de 20km, à l'échelle européenne. Prenez un moment pour contempler le volume de données que cela représente...

 

Le grand nombre de simulations est une originalité de l'étude : la plupart des travaux de prospective climatique s'appuient sur 30 années dans un climat évolutif centré sur l'horizon de temps souhaité. En français, cela signifie que pour étudier le climat de 2050, on va prendre une projection du climat pour le XXIe siècle et ne garder que les 30 années comprises entre 2036 et 2065. L'idée est que, même si les concentrations en gaz à effet de serre évoluent sur 30 ans, ces années restent représentatives de ce que pourrait être 2050.

Pour obtenir 200 années représentatives de 2050, il n'est évidemment pas possible de prendre toute la période entre 1951 et 2150... Il faut bloquer un modèle climatique sur le climat de l'année étudiée puis le faire tourner jusqu'à obtenir autant de versions possibles que souhaité. C'est ce qu'on appelle une simulation "à climat constant". 

 

De la météo à la production

A ce stade, on a une simulation de la météo. C'est déjà bien pour dégrossir le problème, par exemple évaluer l'évolution de la ressource solaire ou éolienne à l'échelle régionale. Mais si on veut vraiment quantifier l'impact sur le système électrique, il faut calculer précisément la production et la consommation en fonction des paramètres météo. Dans son rapport RTE a appelé ces modèles "fonctions de transfert".

Ces fonctions de transfert sont évidemment propres à chaque filière : il a fallu les mettre au point pour l'éolien et le solaire, l'hydroélectricité (avec ou sans barrage) et la disponibilité du parc nucléaire et thermique.

Cette définition des relations entre la météo et la production a probablement représenté la majorité du travail effectué sur le climat au cours de l'étude. Il serait trop long de revenir en détail sur chaque filière mais, pour y avoir participé avec Callendar, je peux vous donner une idée du cheminement suivi pour le nucléaire.

 

L'élaboration de la fonction de transfert du nucléaire

Pour le nucléaire, il y a d'abord eu un important travail pour comprendre les indisponibilités actuelles du parc. Il a pris la forme d'une étude bibliographiques et surtout d'une collecte de données sur les indisponibilités causées par la météo au cours des dernières années d'une part, et sur les conditions de températures et de débit auxquelles les centrales ont été soumises dans le passé, d'autre part. Les connaissances acquises ont ensuite été croisées pour identifier les causes exactes de chacune des indisponibilités climatiques rapportées par EDF depuis 2015.

Si vous suivez régulièrement ce blog, vous êtes déjà familier avec le résultat : ce travail a montré que la grande majorité des indisponibilités climatiques sur le parc nucléaire surviennent lorsqu'une centrale fluviale ne peut plus respecter les limites de rejets thermiques qui lui sont fixées en raison d'un débit trop bas, d'une température de l'eau trop élevée ou de la conjonction des deux. 

La prévision des indisponibilités futures s'appuie donc sur un modèle capable de prévoir le dépassement de ces seuils reglementaires en fonction du débit et de la température de l'eau. Comme toutes ont des caractéristiques techniques propres et une réglementation unique, la modélisation est adaptée à chaque centrale. 

Ces modèles ont été validés sur les données historiques collectées au début du projet. Mais leur utilisation avec les simulations climatiques de Météo France a posé un problème : celles-ci ne contiennent que la température de l'air, pas la température de l'eau... Il a donc fallu d'abord créer une nouvelle couche de modélisation, liant la température de l'air à la température des fleuves au niveau des centrales.

Une fois cet obstacle levé, les deux modèles ont été assemblés et testés à nouveau sur la simulation du climat des années 2000 fournie par Météo France. Il s'agit bien d'une simulation du climat historique pas d'observations, on ne s'attend donc pas à retrouver exactement les indisponibilités du passé, mais si les modèles fonctionnent les indisponibilités simulées doivent être comparables, notamment en termes de fréquence, aux indisponibilités observées. Suite à ce test un dernier ajustement a été effectué : une correction de biais pour tenir compte des influences humaines sur le débit.

Ce rapide aperçu n'est qu'un simplification mais je pense qu'il illustre déjà la méticulosité et la rigueur du travail effectué. Il faut encore ajouter que, comme l'ensemble du processus, il a été soumis à la concertation et à une revue par les experts venues d'autres entreprises et d'ONG.

Questions-réponses

Après la publication du chapitre consacré au climat, plusieurs spécialistes de l'énergie se sont interrogés à haute voix sur les réseaux sociaux. Pour conclure cet article, je vous propose d'essayer de répondre à quelques unes de ces questions. Si vous en avez d'autres, n'hésitez pas à les poser en commentaire.

 

(Je précise que, comme le reste de l'article, ces réponses n'engagent que ma propre compréhension du rapport, elles n'ont absolument pas la prétention d'être représentatives de positions de RTE.)

 

Est-ce que la puissance maximale indisponible à un moment donné est évaluée ?

Lorsqu'on cherche à quantifier les indisponibilités climatiques, on parle souvent des pertes de productions annuelles. C'est, à mon avis, une mauvaise métrique surtout du point de vue de l'équilibre offre-demande : celui-ci est beaucoup plus sensible à la puissance maximale qui peut être indisponible à un instant donné.

 

Et, oui, heureusement, ça a été étudié. Le résultat suggère une augmentation assez marquée, et bien sur d'autant plus forte que le scénario de réchauffement est pessimiste et la part du nucléaire importante :

Source : rapport RTE, p.349

RTE en tire la conclusion que qu'il faut "trouver des leviers pour minimiser la sensibilité du  parc de réacteurs nucléaires au changement climatique, notamment  en  étudiant le positionnement des futurs réacteurs sur les fleuves peu contraints en matière de débits". Je n'aurais pas dit mieux...

Qu'en est-il des autres causes d'indisponibilités ?

Au-delà des dépassements de limites réglementaires, de nombreux phénomènes plus ou moins directement liés à la météo peuvent entrainer l'indisponibilité d'un réacteur nucléaire. Le colmatage des entrées d'eau en période de crue, par exemple, est un autre phénomène qui, selon certaines études, pourrait devenir plus fréquent avec le changement climatique. 

Cependant, l'étude bibliographique et les données disponibles ont montré qu'il s'agit de problèmes beaucoup moins courants : typiquement, ils se produisent une fois toutes les quelques années, contre plusieurs dizaines de fois par an pour les indisponibilités liées à la sécheresse ou à la chaleur. Ces sujets sont sans aucun doute importants pour l'exploitation et la sureté des installations mais probablement pas critiques pour l'équilibre offre/demande. Ils n'ont donc pas été pris en compte dans les simulations.

 

Quid de l'élévation du niveau de la mer ? des événements météorologiques extrêmes ? du refroidissement du reacteur et de l'enceinte ?

Il faut bien comprendre que l'étude de RTE porte sur l'équilibre du réseau. La méthodologie, les phénomènes à modéliser, les modèles et les métriques ont été choisis pour cet objectif et ils ne sont pas adaptés pour évaluer l'impact du changement climatique sur les installations nucléaires en général.

 

Par exemple, une simulation de Monte Carlo sur 200 années signifie que l'on a une probabilité assez élevée de ne pas détecter un évènement dont le temps de retour est supérieur à 100 ans. C'est très insuffisant pour une étude de sureté nucléaire, qui se base en général sur des temps de retour de 10.000 ans.

Il ne faut donc pas chercher à tirer des conclusions sur la sureté nucléaire de l'étude de RTE, ni dans un sens ni dans l'autre.

 

Est-ce que l'évolution des usages de l'eau ont été pris en compte ?

On en a encore eu des exemples récemment, l'accès à la ressource en eau est d'ores-et-déjà source de tensions. A l'horizon 2050, l'augmentation de la population et l'aridification de certaines parties du territoire pourraient rendre la consommation d'eau du parc nucléaire moins acceptable et, par exemple, entrainer des limites réglementaires de prélèvements et de rejets plus strictes pour les centrales fluviales.

Cette éventualité n'a pas été prise en compte. Les modèles sont construits sur l'hypothèse que la réglementation reste stable.

En sens inverse, il n'est pas impossible que la réglementation soit assouplie pour suivre l'évolution de la réalité climatique, par exemple en relevant la température maximale autorisée en aval des centrales. Ce cas n'a pas non plus été étudié.

Certains résultats semblent incohérents

Par exemple, l'étude conclut que les pertes de productions seront plus importantes à Golfech qu'à Civaux alors que le débit de la Vienne est très inférieur à celui de la Garonne. Ou elle n'identifie pas d'impact pour Chinon alors que les autres centrales de la Loire subissent des pertes.

Comme je l'ai expliqué plus haut, la simulation des indisponibilités est réalisée à l'échelle de chaque centrale en tenant compte de ses spécificités techniques, réglementaires et géographiques ce qui peut rendre les résultats difficilement comparables : Golfech bénéficie effectivement d'un débit beaucoup plus élevé que Civaux mais c'est la température de la Garonne qui cause ses arrêts. Chinon a une réglementation comparable aux autres centrales situées en amont de la Loire mais sa position en aval de la confluence du Cher lui offre des conditions hydrologiques plus favorables. Etc...

 

Publié le 12 novembre 2021 par Thibault Laconde

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