Pourquoi ma facture d’électricité s’est-elle « envolée » ? (2/2)
Une tribune sur les prix de l’électricité, en deux parties, signée Bernard Comte, ingénieur retraité, ayant travaillé pour EDF, RTE et ERDF (ex-Enedis). Retrouvez ici la première partie.
6. Pourquoi ne calcule-t-on pas tout simplement le prix sur le coût moyen de production des centrales utilisées (= « mix énergétique ») pour produire notre électricité, ce qui éviterait l’envolée des prix ?
Ce mode de calcul des prix, en réalité sur la base du coût complet de production en intégrant une rémunération du producteur, le financement du renouvellement futur du parc de production et une prime de risque, était en vigueur avant que l’Europe n’impose, par une Directive de 1996, l’ouverture à la concurrence sur la fourniture d’électricité, en 2000 pour les très gros consommateurs et en 2007 pour les petits consommateurs. Cette ouverture à la concurrence devait permettre le développement de l’offre sur la production et faire baisser les prix de l’électricité, mais aucun de ces deux objectifs n’a été atteint.
Après l’ouverture à la concurrence, ce mode de calcul des prix a été maintenu pendant quelques années, pour protéger les petits consommateurs, avec un tarif de vente, dit Tarif de Vente Régulé de l’Electricité (TRVE), calculé, au départ, sur les mêmes bases.
Mais, il s’est très vite avéré que la concurrence ne se développait pas en France. C’est pourquoi, pour tenter de susciter celle-ci, le législateur a instauré, en 2010, par la loi NOME, l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH), qui contraint EDF à vendre à ses concurrents fournisseurs (dits alternatifs), 100 TWh, soit ¼ de la production nucléaire les bonnes années, au prix coûtant de l’époque, 42 €/MWh, et à perte aujourd’hui puisque ce prix n’a jamais été réévalué. Mais cela n’a pas suffi pour stimuler la concurrence parce que les 100 TWh vendus ne permettent pas de garantir la couverture de la totalité des besoins des fournisseurs alternatifs qui sont alors contraints d’acheter le complément sur le marché.
À la suite d’un recours de ces fournisseurs, le Conseil d’Etat, au nom du principe économique de la « contestabilité », qui prescrit que le concurrent d’EDF doit avoir la capacité de proposer, en tout temps, « des offres à prix égaux ou inférieurs au TRVE », a imposé l’indexation de ce dernier sur les prix de marché pour la partie de l’approvisionnement que le concurrent doit réaliser sur le marché.
Ainsi, le TRVE ne préserve plus les consommateurs des fluctuations de prix avec deux augmentations annuelles, en février et en août, calculées en fonction de l’évolution moyenne sur les deux dernières années des prix de marché, fortement à la hausse ces derniers temps.
Malheureusement, de surcroit, à l’augmentation des prix du marché, s’est ajoutée une hausse de la part de la facture destinée à rémunérer le transporteur et le distributeur d’électricité (cf. §3) du fait du fort développement des nouvelles installations de production solaire et éolienne, dont ils doivent assurer le raccordement, ainsi que de la construction de nouvelles interconnexions entre pays européens, indispensables pour assurer les échanges d’énergie et améliorer le foisonnement des productions d’énergie renouvelable intermittente en Europe.
Tant que cette concurrence sur la fourniture sera maintenue en l’état, il subsistera donc un fort risque de hausse des prix, notamment en cas de crise sur la production nucléaire.
7. Mais, serait-il, malgré tout, possible de stabiliser les prix à un niveau proche du coût de production d’EDF tout en préservant la concurrence avec un dispositif « post ARENH » ?
Pour stabiliser les prix, trois solutions seraient envisageables :
- fournir, sans limite de quantité, aux fournisseurs alternatifs de l’électricité produite par les centrales nucléaires, ce qui conduirait EDF à la ruine surtout si le tarif de vente reste à 42 €/MWh et enlèverait tout intérêt à la mise en concurrence qui ne porterait plus que sur les coûts de commercialisation et les services apportés par les fournisseurs aux consommateurs comme la recherche des économies d’énergie, le principal étant, pour le consommateur le prix le plus bas possible,
- imposer un tarif régulé de vente déterminé sur la base du coût de production du mix énergétique du producteur dominant, ce qui est exclu à cause du principe de contestabilité et, de fait, condamnerait la concurrence sur la fourniture à quelques exceptions près,
- contraindre EDF à ne faire que des offres sur le marché à des prix proches de son coût de production.
Le gouvernement, en accord avec Bruxelles, vient de choisir cette dernière solution en décidant de la mise en place d’un contrat1 entre lui et EDF. L’objectif de ce contrat est que le prix de l’ensemble de l’électricité produite par le parc nucléaire français « atteigne la cible de 70 € par MWh en moyenne sur 15 ans », soit un peu moins de 10 € de plus que le coût de production du nucléaire évalué par la Commission de Régulation de l’Energie à 60,7 €/MWh.
L’État prélèvera, en cas de crise sur les prix, pour une redistribution directe aux consommateurs, 50% des « revenus » encaissés par EDF sur le marché au-delà d’un premier seuil de prix, évalué aujourd’hui à 78 – 80 €/MWh, et 90% si le prix dépasse un second seuil de 110 €/MWh. L’accord passé avec EDF prévoit que le calcul du prix moyen du marché sera réalisé après coup (« ex post ») sur une année par la Commission de Régulation de l’Energie et les acheteurs seront remboursés au début de l’année suivante.
Ce cadre réglementaire devra remplacer l’ARENH qui doit, de toute façon, prendre fin le 31 décembre 2025.
L’accord passé entre EDF et le gouvernement prévoit aussi la possibilité de conclure des contrats à prix fixe, sur le long terme, dit Contrats d’Allocation de Production Nucléaire (CAPN) et négociés de gré à gré entre le producteur d’électricité et un ou des gros consommateurs d’électricité qui ont aussi la possibilité de participer à l’investissement dans les nouveaux moyens de production, EPR 2 en particulier.
A noter que cet accord est contesté par les fournisseurs alternatifs qui lui reprochent de ne pas inciter EDF à optimiser la disponibilité de son parc de production, de ne faire le calcul du prix moyen du marché qu’à la fin de l’année et de ne rembourser le trop-perçu aux acheteurs qu’au début de l’année suivante, ce qui les empêche d’avoir une vision exacte à moyen terme du coût de leurs approvisionnements.
8. Il y a eu, au 1er février 2024 une hausse de 10 % de l’électricité qui intervient alors que l’on entend dire que les prix du marché de l’électricité ont fortement baissé. N’est-ce pas contradictoire ?
Dans le cadre du bouclier tarifaire, comme nous l’avons vu sur la facture, la CSPE (charges du service public de l’électricité)2, a été réduite, pendant la crise, de 2,25 c€/kWh à 0,1 c€/kWh. En février 2024, avec la fin du bouclier tarifaire, elle remonte à un niveau proche (2,1 c€/MWh) de son niveau initial et ce serait la raison pour laquelle, le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) a augmenté en moyenne de 9.5% TTC au 1er février 2024, dont 8.6% TTC en moyenne pour les clients Base et 9.8% TTC en moyenne pour les clients Heures Creuses. Selon la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), avant prise en compte de la fiscalité, le prix de l’électricité serait quasiment stable (+0,01 % hors taxe) pour les particuliers et en légère baisse (-3,67 % HT) pour les professionnels.
Or, on ne peut que constater que les prix de l’électricité ont baissé, sur le marché, de façon beaucoup plus sensible. Mais, la CRE calcule le TRVE sur les moyennes de prix des deux dernières années, soit les pires, ce qui surestime largement le tarif et est très avantageux pour les fournisseurs alternatifs. On peut donc espérer que le TRVE baisse réellement de façon sensible à l’occasion des prochaines révisions en août 2024 ou en février 2025.
On peut aussi s’interroger sur la justification du rétablissement de la CSPE à son niveau initial qui, rappelons-le assure le financement du soutien des énergies renouvelables, car ce soutien consiste à compenser le manque à gagner des producteurs lorsque les prix de marché sont trop bas3. Or, si le niveau moyen du prix de l’électricité reste aux alentours de 70-80 €/MWh, ce qui est l’objectif de l’accord vu au §7, le coût du soutien sera faible pour l’état.
9. Mais il faut terminer sur une note optimiste
Malgré ces hausses, les familles françaises conservent une électricité moins onéreuse que la moyenne européenne (29 c€/kWh) avec 22 c€/kWh, soit presque la moitié de leurs voisins alpins et rhénans mais plus que l’Espagne (20 c€).
Enfin, le prix du gaz a sensiblement baissé ces derniers temps ce qui induit également une certaine tendance à la baisse sur le prix de gros de l’électricité.
1dit « CfD » (Contract for difference) avec cependant une particularité qui est que, dans un CfD, l’Etat prélève les surprofits réalisés lorsque le prix de marché est supérieur à la cible mais également rembourse au producteur la différence lorsque le prix de marché est inférieur à la cible. Ici, il s’agit d’un CfD unijambiste puisqu’il n’est pas prévu, dans l’immédiat, de remboursement. Ce dispositif comporte par conséquent un inconvénient majeur : il n’y a pas de seuil à la baisse. Si les prix de gros de l’électricité chutent, EDF prend le risque de voir sa rentabilité fondre comme neige au soleil.
2 Cf. §1. C’est la CSPE qui a été réduite et non les taxes locales, la somme des deux constituant aujourd’hui « une accise », c’est-à-dire une taxe pesant sur une quantité (le MWh d’électricité), et non sur un montant (le prix de vente de l’électricité), ce qui était déjà le cas de la CSPE ou de la CTA.
3 Les installations les plus petites (moins de 18 MW) bénéficient d’une obligation d’achat par EDF de l’électricité produite à un tarif fixe (74 €/MWh aujourd’hui) et le surcoût pour EDF par rapport au prix de marché est compensé lorsque les prix de marché sont inférieurs à ce montant. Les installations au-delà de 18 MW sont sélectionnées sur appel d’offre à partir d’un prix moyen de production pondéré de référence, proposé par le pétitionnaire, qui a évolué depuis 2017 entre 59,7 €/MWh et 83,9 €/MWh pour l’appel d’offre de mai 2023. Lorsque le prix de marché est inférieur au prix moyen pondéré, l’écart est compensé par l’Etat.
COMMENTAIRES
on oublie toujours les bases : si on paye le vrai cout du nucléaire sur nos factures les prix vont exploser . je finance les ENR et ça fait 3 fois que mon fournisseur me fait bénéficier de baisse de tarif .. ou est l’erreur ? ..quand va t’on enfin ouvrir les yeux et se tourner vers l’Avenir avec les ENR pour produire enfin proprement sans dangers et sans déchets et se sortir aussi du fossile / charbon / petrole / gaz .. comme le prouve bien la crïse actuelle qui accélère enfin la mise en place des EN¨R sur le terrain mais pas assez vite vu l’Urgence de la situation …
Bonjour.
Pour pouvoir suivre votre avis, il faudrait que vous m’expliquiez pourquoi plus un pays est équipé en ENR et plus son électricité est chère.
Il faudrait aussi que vous m’expliquiez pourquoi les pays bien placés en émissions de CO2 sont majoritairement équipés en hydraulique et en nucléaire, alors que ceux très équipés en ENR ont des scores déplorables.
Guerin pour comprendre le sujet il faudrait vous sortir des fakes et vérifiez les faits .. apprenez déjà ce que sont les ENR . l’hydraulique etant aussi une ENR ..en France on commence à peine à payer le vraie cout du nucléaire sur nos factures .. ailleurs ils ont toujours payer le vraie cout de leur électricité . en plus l’électricité ce n’est que 20% de l’énergie qui est le problème global .. en France je finance les ENR et mon fournisseur baisse mes factures . vous vous financez le nucléaire et vos factures flambent et ce n’est qu’un début .. à un moment il va falloir enfin vous poser les bonnes questions .. pour le Co² pareil ce sont les veiux chiffres tronques et obsolètes qui n’ont jamais pris en compte la vraie pollution que l’on subit en réel sur le terrain et le résultats c’est que la France est championne du réchauffement climatique , de la pollution et des déchets ultimes alors que l’on a le nucléaire depuis plus de 60 ans et que tous les autres pays s’en sortent grace aux ENR . la aussi verifiez les faits et ouvrez enfin les yeux ..
@Guerin
Exclure l’hydraulique des ENR?
c’est très franco-français
Et prévoir un groupe électrogène, des bougies, du bois pour se chauffer….les jours et les semaines sans vent ou et sans soleil !
Isambert, immense poète de l’énergie renouvelable !!!
et victor qui se vautre une fois de plus dans la stupidité en public faute de connaitre les bases du sujet à savoir ce que sont les ENR . comment font tous les pays qui ont déjà dépassé les 60% et qui accélèrent le développement des ENR sur le terrain .. en France malgré notre retard dans leur développement on arrête les ENR pour exporter notre merde polluante de nucléaire à prix négatifs en se gardant les déchets ultimes et la pollution et ensuite permettrent aux gogos de dire que la France exporte sans préciser qu’il faut payer pour ça .et ne pas oublier que l’électricité ce n’est que 20% de l’énergie et que le problème principal c’est bien l’énergie …quand va t’on enfin ouvrir les yeux et se tourner vers l’Avenir avec les ENR pour produire enfin proprement sans dangers et sans déchets et se sortir aussi du fossile / charbon / pétrole / gaz .. comme le prouve bien la crise actuelle qui accélère enfin la mise en place des ENR sur le terrain mais pas assez vite vu l’Urgence de la situation …
Pourquoi ma facture d’électricité s’est envolée ?
Surtout parce que le premier janvier 2022, le gouvernement français a élargi une taxation baptisée TICPP qui ne portait que sur les produits Pétrolier au gaz domestique, et à l’électricité sous le nouveau nom de TICPE ou le P de Pétrolier a été remplacé par le E de énergétique. Et à une hauteur d’une accise de 32,06 € par MWh pour l’électricité. Ce dispositif TIPCE devrait rapporter à l’état 1,8 fois plus que ne rapportait l’ancienne TICPP car il porte sur la totalité de la consommation électrique quelqu’en soit l’usage et non pas seulement sur l’électricité chargeant les batteries de VE alors que la partie équivalente de la TICPP qui disparaitra totalement après les passge généralisé du VT au VE ne concernait bien que les carburants des VT.
On a surtout, par eurolâtrie bornée, oublié que l’électricité n’étant pas stockable, n’est pas un « produit » que l’on peut, par pure idéologie, soumettre à la concurrence du jour au lendemain. S’est ajoutée la soumission aux « grünen » allemands – et de la communauté européenne en fait au gouvernement allemand. Grâce à l’opposition au nucléaire elle aussi élevée au rang de religion, la RFA a vu dans cette politique le moyen de gêner le plus possible l’industrie française, en toute « amitié franco allemande » bien entendu. Cerise sur le gâteau, a été mise en oeuvre l’ARENH, qui a encore un peu plus entravé EdF. Unique résultat de cette politique délirante ; mettre en place et faire faire de l’argent sans la moindre contrepartie positive, à de prétendus fournissuers alternatifs d’énergie, qui n’étaient en réalité que des acheteurs et revendeurs ne produisant rien du tout.
Dans la stupidité, difficile de faire mieux. Vive l’Europe !
Brun bientôt l’arenh n’existe plus donc il va falloir trouver d’autres fakes .. vous savez que c’est la France qui fixe le prix de l’arenh et dans la politique du soi disant nucléaire pas cher c’est bien elle qui minore le vrai cout .. et continuez à faire des économies car vos factures vont continuer de flamber toujours plus pendant que les miennes baissent en finançant les ENR en France .. car c’est Urgent pour la planète , le climat , notre santé , contre la pollution , les GES , le Co² , le réchauffement climatique ..les déchets ultimes ….
@ Brun
« On a surtout, par eurolâtrie bornée, oublié que l’électricité n’étant pas stockable »
Les moins bornés savent depuis longtemps que ce genre d’assertion est pipeau et dogmatique.
l’électricité se stocke mal pour de grosses quantités, mais très bien pour de plus faibles.
sinon, il faudrait acheter une rallonge de 500 km pour se promener en Tesla
Pourriez vous me dire le prix d’une batterie de Tesla?
@Guerin « Pourriez vous me dire le prix d’une batterie de Tesla »
Non, je ne sais pas,
Mais en domestique, on est actuellement à 4000 les 10 kWh pour 6000 cycles soit 6.6 ct le kWh
et ca continue a s’améliorer en qualité et prix
Faut-il rappeler que le point de départ de l’envol a été l’indisponibilité du parc nucléaire français ?
Tous les pays européens ont connu des envolées des prix de l’électricité, et certains en plus importantes !
Si c’est à cause du parc électronucléaire français, cela voudrait dire que tous nos voisins dépendent de nous et de notre capacité à exporter.
l’indisponibilité partielle du parc francais en 2022, n’est bien sur pas le seul facteur, mais a été la cause de l’importation massive de courant a un prix élevé sur les marchés boursiers, prix élevés par le contexte européen
les prix étaient si élevés que les soutiens aux énergies renouvelables sont devenus des économies.
Car les ENR ont généré alors d’énormes profits !
@Cochelin
Non, Le prix d’achat du renouvelable n’a pas bougé pendant la crise
Le mecanisme de l’ARENH a été beaucoup plus juteux a cette période
Acheter a 50 et vendre a 500, c’etait du lourd
Tout dépend des conditions de rémunération : https://www.agefi.fr/news/entreprises/les-acteurs-du-renouvelable-ne-recupereront-pas-leur-jackpot
Cochelin quel jackpot ? vous n’avez toujours pas verifié que c’est l’etat qui fait le jackpot avec les ENR pour combler le gouffre financier de notre merde polluante de nucléaire et surtout nous sortir enfin du fissible et du fossile ..
oui Cochelin à l’état pour payer le gouffre financier du nucléaire et surtout pour tenir enfin ses engagements pour le climat
@Cochelin
Non, les contrats pré moratoire (2006/2010) ne sont pas la cause de l’augmentation du tarif de l’électricité de ces derniers temps,
l’ARENH a cause du marché boursier, a aggravé les choses:
https://www.senat.fr/rap/r22-833/r22-833-syn.pdf
Heureusement que les interconnexions entre pays se sont développées, car en 2022, avec la grande faiblesse du nucléaire, nous aurions eu des coupures d’électricité à répétition dignes d’un pays sous-développé.
Les coûts du réseau national ne sont dus qu’en partie aux nouvelles énergies renouvelables. D’une part, le réseau est ancien, plus de cinquante ans pour une bonne partie de celui-ci, d’autre part, les lignes doivent être renforcées pour suivre l’augmentation de la consommation, surtout à la pointe avec le chauffage électrique. Avec aussi le déplacement de la population vers les littoraux et les grandes agglomérations.
Cette fourchette de 78-80 euros correspond au « coût du nucléaire existant et futur », ainsi qu’une « marge pour stabiliser la dette d’EDF ».
Autrement dit : le coût de production de l’électricité nucléaire pour les 15 prochaines années (nucléaire ancien) est estimé de 78 à 80 €/MWh. Ce qui confirme, après réévaluation, le coût annoncé par la Cour des Comptes de 60,8 à 68,4 €/MWh, selon le mode de calcul (pour 2019).
L’électricité nucléaire n’est pas tellement « moins chère » que cela. D’autant plus qu’il s’agit de coûts en monnaie de 2023 ou de 2019 selon le cas.
Il serait intéressant que la Cour des comptes fasse une nouvelle étude sur le coût de l’électricité nucléaire, sur la base de l’année la plus récente (2023).
Et aussi une nouvelle étude du coût de construction de l’EPR de Flamanville (coût complet, pas seulement le coût « overnight »).
Aux dernières nouvelles, déjà anciennes, en août 2020, la Cour des comptes estimait le coût de production du nucléaire EPR entre 110 et 120 €2015/MWh. En euros de 2015, ce qui donnait déjà 130 à 142 €/MWh en euros de juin 2023.
Mais ce calcul était basé sur un coût de construction de 12,4 Md€2015 et des coûts complémentaires de 6,7 Md€2015 (dont 4,2 Md€ de frais de financiers), soit 19,1 Md€2015 au total.
Entre temps, le coût de construction seul est déjà passé à 13,2 Md€2015 en décembre 2022. Dans l’attente d’un coût de construction « 2023 » ou « 2024 », on peut déjà prendre en compte cette augmentation de 6,5% de 2022. Ce qui conduit à un coût de production minimum de 138 à 151 €/MWh en euros de juin 2023.
Pour Hinkley Point, le tarif d’achat actualisé était de 126,6 £/MWh en juin 2023, ce qui donnait 147,5 €/MWh au taux de change de l’époque.
Pourtant, lorsque le tarif d’achat a été fixé en Grande-Bretagne, il y avait déjà une certaine expérience des problèmes de construction de l’EPR, aussi bien en Finlande qu’en France.
Canado: une question technique, si jamais vous connaissez la réponse…
Quelle est l’incidence de la baisse du charge du nucléaire sur la consommation en uranium ?
Par exemple, lorsque la puissance délivrée par le réacteur est abaissée à 80% de la puissance nominale, est-ce qu’il y a 20% d’économie de combustible ?
Faudrait que je demande aussi aux organisations de l’industrie du nucléaire.
Je peux vous répondre Marc. Economie très faible sur l’uranium car la réaction en chaine continue, mais ses effets sont partiellement neutralisés. Pour chaque fission le nombre de neutrons émis reste constant, généralement trois, mais au lieu d’en neutraliser deux afin que la chaine garde la puissance 1 pour 1 en introduisant les barres neutrophages de commande entre les crayons d’uranium actif, l’opérateur les introduit un peu plus profondément pour qu’une certaine proprtion des fissions soient totalement inhibés. La température baisse alors en proportion . Mais cela se fait par petites touches car en même temps il faut modifier la capacité de transfert de puissance au niveau de l’alternateur en jouant sur le courant d’excitation de l’inducteur (le rotor) pour compenser afin de diminuer la puissance mais pas la tension.de sortie, ni la période. Pour remonter la puissance l’opération est inverse, ce qui se faisait dans un sens se fait à l’inverse. Les paliers doivent être stabilisés avant de recommencer une nouvelle série de manoeuvres (d’où les petites touches) et c’est pour cette raion que c’est assez long, il faut avoir les yeux sur tous les cadrans en même temps et 3 ou 4 paires de mains sur les commandes pour perdre le moins de temps possible. Mais aujourd’hui c’est entierement automatisé, l’opérateur se contente de vérifier qu’il n’y a pas de dérive, ce qui n’arrive certainement jamais.
Le nucléaire s’est effacé, encore aujourd’hui, de 15 GW pour faire de la place pour la production des variables en France et en Allemagne.
A ce compte-là, pourquoi ne pas débrancher une partie des connexions au réseau et laisser le réacteur fonctionner en base ?
Le délire des prix négatifs est revenu…
https://www.rte-france.com/eco2mix/les-donnees-de-marche
marc attendez qu’ils finissent de mettre en place les solutions pour se sortir aussi¨du fossile / charbon / petrole / gaz …en France on arrete les ENR pour exporter notre merde polluante de nucléaire à prix négatifs en se gardant les déchets ultimes et la pollution et ensuite permettrent aux gogos de dire que la France exporte sans préciser qu’il faut payer pour ça .et ne pas oublier que l’électricité ce n’est que 20% de l’énergie et que le problème principal c’est bien l’énergie ..
La réponse ne se trouve pas dans des élucubrations astronomiques mais dans les faits. Si la réaction en chaîne continuait, le réacteur continuerait à fonctionner à sa puissance nominale, donc sans réduction de puissance.
Lorsque la puissance est diminuée, les neutrons qui étaient émis, suite à une fission, sont absorbés par les barres de contrôle. Donc, il n’y a pas de nouvelle fission sur la partie désactivée et donc pas de consommation d’uranium sur cette partie.
Pour commencer, un réacteur nucléaire à l’arrêt ne consomme pas d’uranium, puisqu’il n’y a pas de réaction nucléaire.
En règle générale, si l’on veut réduire de 20% la production d’un parc nucléaire, on ne réduit pas uniformément la puissance de chaque réacteur. Tout d’abord, seule une partie des réacteurs est utilisable en « suivi de charge ». Mais aussi, les réacteurs concernés sont de moins en moins manœuvrables à mesure qu’ils avancent dans leur cycle combustible (taux de bore trop faible dans l’eau). De même, ils ne le sont pas en début de cycle (trop de réactivité)
En pratique, la puissance de certains réacteurs est réduite à environ 30% à 50% de leur puissance, pas moins de 20% pour éviter un empoisonnement au xénon. Soit ils sont arrêtés « à chaud » et dans ce cas il faut attendre 7 à 8 heures avant de pouvoir les redémarrer (décroissance du xénon). Si le réacteur était à pleine puissance depuis longtemps, il faut attendre au moins 9,2 heures pour passer le « pic xénon ». Soit ils sont arrêtés « à froid » pour une durée plus longue (ils restent « tièdes »). Mais il peut aussi y avoir des baisses de seulement 5 à 10% ici ou là pour des adaptations locales.
Si la puissance d’un réacteur est abaissée à 30%, sa consommation d’uranium n’est que 30% de sa consommation à pleine puissance, car seulement 30% des éléments sont l’objet d’une réaction nucléaire. Ce qui économise du combustible.
Par exemple, si une charge en combustible est prévue pour 300 JEPP (jours équivalents pleine puissance), le rechargement se fera au bout de 375 jours s’il fonctionne en permanence à 80% de sa puissance nominale. Ce sera au bout de 500 jours s’il fonctionne en permanence à 50% de sa puissance.
Le rechargement en cycle de 12 ou 18 mois est seulement une donnée théorique pour une utilisation à pleine puissance.
@canado
Je valide votre explication: vous connaissez assez bien le fonctionnement d’un réacteur, vous avez exploité un réacteur ?
Merci pour ces explications
Il doit bien y avoir tout de même quelques pertes d’efficience lors de la baisse de charge.
Le rapport de la commission d’enquête parle de baisse du rendement du combustible et de coûts supplémentaires dans le traitement du combustible (+ des coûts de maintenance supplémentaires dus à l’usure augmentée de certaines pièces du réacteur).
Après relecture, on ne trouve aucune mention de « baisse de rendement du combustible » ni de « coûts supplémentaires dans le traitement du combustible » dans le rapport.
Les variations de la production entraînent un moindre « rendement » des installations, puisqu’elles ne fonctionnent pas à pleine charge chaque heure de l’année. Mais cela n’a rien à voir avec les énergies renouvelables, puisque c’était déjà le cas il y a trente ans, la consommation d’électricité étant plus faible la nuit, en milieu de journée, en fin de semaine et en dehors de l’hiver.
Avec seulement 30% d’électricité nucléaire par rapport à la consommation annuelle, les réacteurs pourraient fonctionner en base toute l’année (nuit, été …).
En plus de dix ans, l’agence du nucléaire a publié plusieurs documents techniques au sujet du « suivi de charge ».
Le plus récent en particulier, qui traite surtout des réacteurs qui n’ont pas été conçus pour le suivi de charge et auxquels on voudrait ajouter cette fonctionnalité, se résume en une longue litanie de « ça peut »… « ça pourrait » … « il faut voir si » …
Dans le cas des réacteurs conçus pour le suivi de charge, il est indiqué un éventuel impact sur le combustible, mais sans aucune précision, ce qui ne veut pas dire grand chose. Les exemples cités n’apportent aucune donnée précise, que ce soit pour le combustible ou la maintenance. Il est aussi dit qu’en pratique, il est difficile de distinguer ce qui est dû au suivi de charge ou à d’autres causes.
p133 du rapport d’enquête:
Une analyse de l’AIE puisque EDF n’est apparemment pas foutu de faire un rapport là-dessus. « EDF étudie la question »
Comme pour les STEP, Rémont disait il y a peu « que EDF étudie la question ».
Ou alors, c’est le pouvoir politique qui empêche EDF de faire un rapport ?
Y Bréchet, lorsqu’il était haut commissaire à l’énergie atomique, a écrit des rapport à destination des ministères, mais cela n’est pas public.
Tout cela n’est pas clair. Au moins l’AIE fournit un certain nombre d’éléments d’analyse.
Bien sûr que les variations de charge du nucléaire ont à voir avec la production des énergies variables.
Pour le bon côté des choses: le PV a remplacé une grande partie du gaz et du charbon qui étaient brûlés pour produire le surplus d’électricité diurne. Mais cela a des limites qui sont déjà proches d’être atteintes.
Concernant l’éolien, il produit de manière totalement déconnectée de la demande (même si certains jours une moindre production solaire est compensée par une plus forte production éolienne), ce qui oblige le nucléaire à s’ajuster (les autres moyens de régulation étant insuffisants).
« En 2018, l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA) a publié
une étude sur la flexibilité des centrales nucléaires (1) et précise ses conséquences
potentielles sur les installations :
– les fortes variations de températures entraînent une fatigue des
matériaux métalliques qui réduit les marges des charges cycliques prises lors de
la conception des installations – en d’autres termes, chaque modification de
l’activité d’une centrale (2) (arrêt, redémarrage, variations de puissances) entraîne
des variations de températures subies par les matériaux métalliques ce qui réduit
leur résistance mécanique et peut conduire, à terme, à l’apparition de défaillances.
La récurrence de ces variations est anticipée lors de la conception d’une centrale
mais, plus celles-ci sont nombreuses, plus l’usure des systèmes sera rapide (3)
;
– les variations de débits, notamment locales, augmentent le
phénomène de corrosion et d’érosion – dans le système de fluides d’une centrale
nucléaire, la réduction des débits peut être nécessaire à la flexibilité de la production
entraînant une augmentation du phénomène érosion / corrosion (corrosion accélérée
par l’écoulement – CAE) (4)
. Le phénomène concerne principalement les systèmes
opérationnels (vannes du système principal d’eau d’alimentation, conduites de
vapeur d’extraction, etc.) ;
– la variabilité de l’utilisation des composants actifs accroît leur usure
– les mécanismes sollicités (vannes de contrôles, pompes) (5) – les conditions de
refroidissement du réacteur peuvent affecter les limites de sûreté du
combustible dans les REP – il s’agit des redistributions de densité de puissance dans
le cœur du réacteur causées par le mouvement rapide des barres de commande
nécessaires à la flexibilité de la production énergétique de la centrale (6)
;
– les fluctuations des paramètres physiques du système de
refroidissement du réacteur affectent certains composants – les variations de
pression, de température et de débit augment les impuretés chimiques (aluminium,
calcium, magnésium, silice, etc.), ce qui a d’ores et déjà été observé dans des
centrales nucléaires françaises (1)
;
– le fonctionnement continu à faible puissance affecte les performances
du combustible (2)
;
– globalement, la modulation de la production nucléaire renforce les
besoins en maintenance.
Les effets de la modularité du parc nucléaire connus et anticipés font
l’objet de mesures et de contrôles de sûreté. M. Cédric Lewandowski, directeur
exécutif du groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique
souligne toutefois que les conséquences de la modularité du parc nucléaire
« sont tout à fait mineures »
(3)
car elle est peu utilisée. Lors de son audition,
M. Lewandowski précise que le débat technique sur les effets de la modularité sur
l’accélération de vieillissement des installations concerne le circuit secondaire et
qu’EDF a engagé des réflexions sur ce point »
Par contre, quand « M. Cédric Lewandowski, directeur
exécutif du groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique souligne que la modularité du parc nucléaire est « eu utilisée », c’est de plus en plus faux !
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&week=14
Comme déjà dit, on ne trouve aucune mention de « baisse de rendement du combustible »ni de « coûts supplémentaires dans le traitement du combustible » dans le rapport.
Le dernier document technique de l’agence atomique (et non de l’AIE) indique lui-même que le suivi de charge a peu d’influence en pratique sur l’usure et la maintenance des réacteurs conçus pour cette fonction.
Le suivi de charge n’est pas davantage utilisé actuellement qu’il y a plus de dix ans. On le voit avec le nombre de fois où la production nucléaire augmente ou diminue d’une certaine valeur : 1.000 MW en une demi-heure par exemple puisque les données RTE sont disponibles.
En 2023, au pas demi-horaire, le nucléaire a augmenté 280 fois de plus de 1.000 MW (puissance), pour un cumul de 414 GWh.
En 2012, au pas demi-horaire, le nucléaire a augmenté 270 fois de plus de 1.000 MW, pour un cumul de 369 GWh.
De même, toujours au pas demi-horaire, en 2023 le nucléaire a diminué 264 fois de plus de 1.000 MW, pour un cumul de 367 GWh.
Et en 2012, le nucléaire a diminué 330 fois de plus de 1.000 MW, pour un cumul de 440 GWh.
La différence n’est pas bien grande. Pourtant, la capacité installée en 2023 était trois fois plus importante pour l’éolien qu’en 2012 et près de cinq fois pour le photovoltaïque.
Et comme déjà dit, lors d’une baisse de puissance d’un réacteur, celui-ci économise du combustible. Avec le manque de personnel pour faire les rechargements de combustible, c’est toujours intéressant.
OK je ne retrouve pas les références en ce qui concerne le surcoût sur le combustible.
Un expert du nucléaire en a parlé sur ce site, mais je ne retrouve pas l’article.
En ce qui concerne les risques d’usure prématurés des réacteurs, cela tombe sous le sens comme expliqué par l’AIE.
Tout comme une hausse des coûts de maintenance due au changement de certains pièces d’usure.
https://www.lemondedelenergie.com/modulation-nucleaire-risque-majeur/2023/02/09/#comment-109146
D’après vos chiffres, entre 2012 et 2023, les variations du nucléaire auraient augmenté de 414/369 -1 = 12%.
Ce chiffre ne peut que fortement augmenter dans les années à venir, car en plus de la hausse de la part des ENRv en tant que telle, alors que la France exportait facilement toute sa production éolienne pour aller réduire la consommation des centrales thermiques de ses voisins, la hausse des parcs d’énergies variables au niveau européen va réduire ces échanges.
Marc vous vous trompez encore dans vos chiffres: malgré son retard dans le développement des ENR sur le terrain la France arrête l’éolien pour exporter à prix négatifs notre merde polluante de nucléaire . et nos voisins ferment leurs centrales à charbon grâce aux ENR …15 centrales à Charbon fermées en plus en Allemagne grâce aux ENR ..
On pourrait dire que si, entre 2012 et 2023, les variations du nucléaire ont augmenté de 12% (414/369) dans le sens de la hausse, elles ont diminué de 16,5% (367/440) dans le sens de la baisse.
Une façon de prolonger la vie des réacteurs nucléaires est de les arrêter plusieurs semaines par an, en été, indépendamment des opérations de maintenance ou de rechargement. Cela va devenir de plus en plus possible.
Dans un réacteur à l’arrêt, pas d’irradiation neutronique des parois de la cuve, ce qui augmente ses limites de sécurité. Les générateurs de vapeur, les multiples pompes, la turbine, l’alternateur et les autres équipements ne sont pas sollicités, ce qui permet d’étaler leur durée de vie (en heures) sur une plus longue période de temps.
Exception pour les pompes assurant le refroidissement de la cuve. Un réacteur à l’arrêt dégage un peu de chaleur, comme c’est le cas pour les barres de combustible stockées en piscine de refroidissement.
Car les EPR2 ne sont pas près de prendre la relève.