Le nucléaire peut-il supporter plus de 10 % d’intermittence électrique en moyenne ?

Extrait de forum de discussions contradictoires sur l’énergie électrique en France.

Les inconvénients de l’éolien sous l’angle environnemental et patrimonial sont majeurs. C’est même surprenant que les « écolos » ne le voient pas.

Sous l’angle économique, le dernier rapport du RTE synthétise bien le fait qu’en raison des « externalités » (intermittence, renforcement du réseau…) un mix avec de l’éolien est toujours plus cher qu’un mix sans.

Reste l’aspect technique : le rendement d’une centrale nucléaire dépend, comme tout rendement de Carnot, des températures des sources froide et chaude, et n’est donc que peu affecté par le suivi de charge. Les perturbations du flux neutronique ont bien été minimisées depuis l’origine des REP grâce à l’introduction de barres de contrôle dites « grises » qui reprennent l’effet de puissance, et les opérateurs savent maintenant bien gérer les transitoires sans faire d’erreur.

Un réacteur qui fonctionne en base (à 100 % de Pn en permanence) et s’arrête 1,5 mois par an pour renouveler son combustible a un Kd de 10,5/12 soit 87 %.

Si on le fait fonctionner en moyenne à 70 % de ses capacités pour intégrer 30 % d’énergie éolienne, il produira théiriquement pendant 10,5/0.7 soit 15 mois, et s’arrêtera toujours environ 1,5 mois. Ce qui devrait porter son Kd à 15/16,5 soit 91 %.

Dans la réalité, il faut tenir compte d’un certain taux d’indisponibilité fortuite (Kif) plus élevé, suite à des incidents d’exploitation (erreurs de conduite ou défaillances de matériels).  On peut en effet « intuiter » que le suivi de charge qui use les dispositifs de pilotage et peut provoquer des erreurs d’opérateurs, majore le Kif.

Pour autant, on a expérimenté des périodes où des réacteurs restaient en base tandis que d’autres assuraient le suivi de réseau (ou de charge) : l’impact sur le Kif est minime, même s’il est réel.

Bien sûr on peut essayer d’allonger les cycles en sur-enrichissant le combustible, mais le suivi de charge n’allongera-t-il pas encore plus ces cycles longs et donc le Kd ?

Mais atatention :
On ne modifie pas la puissance nucléaire sans respecter des règles précises assurant la pérennité des équipements et la sureté du réacteur. Il y a des règles imposées qui résultent des conditions adoptées lors du design. 

Par exemple, pour le coeur on s’assure des caractéristiques suivantes : usure différentielle de combustible (haut-bas), limitation de la vitesse de prise de charge (pastille-gaine du combustible), effet Xénon (loi de la physique nucléaire incontournable)…

Les essais de revalidations périodiques des systèmes de sauvegarde (essais périodiques) ne sont pas possibles lors des transitoires de charge sans prendre le risque d’un arrêt intempestif par activation d’un ordre de sauvegarde, de ne pas respecter le critère de validation. 

Les variations de puissance du réacteur sont le résultat des mouvements de grappes répétés qui génèrent des usures et des fatigues des mécanismes, et de la variation de concentration en bore qui implique des successions de borication/dilution qui ne sont pas spontanées. Elles produisent des effluents liquide qui sont certes retraités, mais qui ont nécessairement un coût. La gestion de la concentration en bore est commode mais avec des exigences. Elle impose l’action de plusieurs systèmes dont l’exploitation répond à des critères précis pour assurer la sureté en toute circonstance. 

Or les variations journalières pour permettre l’acceptation de l’éolien et du solaire ne cessent de croître, donc les nombreux effets induits également.

Le pilotage de la tranche résulte d’un équilibre constant pour lequel les nombreuses opérations de pilotage sont optimisées en fonction des circonstances et des conditions.  

Ces variations constantes ont également des effets sur l’usure du combustible et la durée du cycle entre deux rechargements. Il devient alors très difficile, et de plus en plus impossible de gérer les arrêts dans le temps. On ne peut rien prévoir. Par exemple, pour éviter que beaucoup de tranches soient à l’arrêt en période de forte demande, en hiver. En ce moment (juillet 2022) EDF est obligé de mettre des centrales à l’arrêt pour permettre le décalage des arrêts et conserver la tranche en hiver.

Les arrêts de tranche exigent des ressources appropriées (compétences, pièces de rechanges, outillages spéciaux, capacité d’absorption locale de la suractivité). Sans la possibilité d’établir des prévisions raisonnables et industriellement réalisables le tissus industriel a des difficulté à répondre. On le comprend parfaitement. La donnée principale est devenue la météo dont les délais prévisions fiables sont assez courts et pas à l’échelle d’un cycle d’un réacteur.

Ces éléments sont probablement un peu trop techniques. Ils visent surtout à permettre de comprendre que le sujet de la variation de charge permanente des tranches nucléaires construites pour produire en base, à l’origine, est devenu un sujet difficile et complexe. De nombreux paramètres sont à considérer. 

Les moyens et les dispositions adoptés pour assurer un suivi de charge journalier de la consommation (mode gris /DMA) sont devenus insuffisants.  Les variations de production du solaire et de l’éolien qui maintenant s’ajoutent à la variation journalière de la consommation (ex de la fin de journée avec un solaire faible ou nul et un éolien qui souvent s’étiole) sont devenues trop importantes.    

Les désordres introduits par le solaire et l’éolien sont considérables et conduisent à la situation critique actuelle.

Voilà quelques précisions pour confirmer que les cycles marche arrière des centrales pour faire place aux ENR ne sont pas bons. 

Le sujet mériterait un bilan complet sans retenue qui comprendrait le thermique et l’hydraulique.

Conclusion : on peut être très sceptique sur cette possibilité de rallonger les cycles et les économies de combustible semblent largement illusoires, En effet, l’économie serait réelle si la baisse de puissance pouvait être assurée d’une manière permanente sur des réacteurs bien déterminés, mais nous ne sommes pas du tout dans ce cas de figure. La puissance largement aléatoire des énergies éoliennes et solaires, et son caractère asynchrone par rapport aux besoins, oblige à des variations sporadiques de puissance de forte amplitude sur des durées de quelques heures (10 GW en quelques heures). Le combustible dans les réacteurs est limité dans sa capacité à supporter de telles variations par le phénomène IPG (Interaction Pastille Gaine, ou PCI en anglais) ; ceci conduit à des limitations sur le diagramme de fonctionnement, limitations qui sont cumulatives. Les variations de puissance infligées au nucléaire se paient en manœuvrabilité et doivent nécessairement être réparties sur plusieurs réacteurs. Il serait éventuellement possible d’adapter les programmes d’arrêt d’un nombre très limité de réacteur, mais comme l’expliqué ci dessus, le fait de devoir répartir les arrêts de manière à disposer des compétences nécessaires pour les interventions spécialisées, ne permet pas de jouer facilement sur le programme des arrêts. Ainsi, il n’est pas possible de profiter réellement de l’économie de combustible induite par la baisse de puissance. Par ailleurs les plans de chargement sont contraints par les dossiers de sûreté, et si certains assemblages disposent de quelques réserves d’épuisement supplémentaires, elles ne peuvent pas être utilisées en modifiant le plan de chargement. Tout au plus ces assemblages peuvent-ils être utilisés en « réserve de gestion » et pallier des problèmes de chargement liés à des assemblages non étanches. Cela ne permet pas globalement une réelle économie de combustible, en revanche, les externalités négatives sont, elles, bien présentes. Il semble que ces considérations devraient conduire à remettre en cause la priorité d’accès au réseau de l’éolien et du solaire

Bref. Les 3 derniers gouvernements (au moins) ont créé une situation où on est obligé de faire dans l’urgence un choix non optimal : un peu plus d’ENRi. Mais aucun responsable politique n’admet qu’il est responsable de cette situation.

Et les STEP ? La France dispose d’environ 0,1 à 0,2 TWh de STEP, et l’hiver la France peut consommer 2 TWh/jour d’électricité. Avec un anticyclone qui peut clouer les éoliennes pendant 15 jours d’affilée.

De plus, depuis Sivens on sait que construire un nouveau  réservoir de stockage, même pour l’irrigation,  peut provoquer des réactions extrêmes. La seule solution techniquement envisageable (mais économiquement déraisonnable) consiste aujourd’hui à se lancer dans du Power to Gaz to Power, en transformant l’électricité excédentaire en gaz (H2 ou CH4) pour alimenter des centrales au gaz (ou des PAC) qui restitueront …à peine 20 à 30 % de l’électricité utilisée.

EDF s’efforce par ailleurs d’améliorer le plus possible le système de pilotage du réacteur dans les EPR, justement pour pouvoir répondre au besoin d’insertion d’un grand nombre de sources intermittentes. Ceci en se tirant une balle dans le pied, car celles-ci n’ont aucune obligation en matière de « services système ».

Si EDF était une société privée, elle aurait pu faire du chantage en acceptant de vendre ses MWh mais pas ses services systèmes, ou alors très cher, c’est-à-dire au prix correspondant à la valeur ajoutée qu’ils représentent.

Mais voilà, c’est l’État qui décide, et malgré la prise de conscience tardive qu’on n’y arriverait pas sans nucléaire, nos dirigeants ne veulent pas s’opposer frontalement à Bruxelles. D’autant qu’on a transitoirement besoin de nos voisins vu la faiblesse structurelle actuelle de notre parc productif, amputé imprudemment de Fessenheim et de 10 GW de charbon, et très conjoncturellement empêtrée dans des problèmes de Corrosion sous Contrainte dont la gravité pourrait s’avérer bien moindre que prévu

Donc posons la racine idéologique du problème: la pensée fausse de l’idéologie officielle de la France et de l’Europe:

Un système électrique selon la morale officielle, donc hydrogène, et pas de centrales fossiles pour la flexibilité, donc demander au nucléaire ce pour quoi il n’est pas optimum, c’est le mythe du zéro carbone 2050 que prêchent les pouvoirs.

L’alternative : accepter un système électrique robuste, disponible et sûr mais avec un contenu carbone réel de 40 à 60g CO2/KWh, un taux raisonnable d’intermittents, 15% au maximum, un nucléaire avec un bon facteur moyen de charge, et en électrifiant avec de très bon rendements énergétiques (alors que ceux du mirage hydrogène sont lamentables), plus de 3 pour les pompes à chaleur, 2,5 pour l’électrification des véhicules, réaliser concrètement et rapidement, non dans les discours, des gains importants d’émissions en France.

Choisir entre le pur, mais impuissant, et l’efficace raisonnable mixant toutes les technologies.

Donc, à court terme lancer un plan urgent de centrales au gaz allié indispensable pour éviter les black-out d’ici 2030.

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