Une contribution au débat sur le nucléaire français

Comme on pouvait s'y attendre, la remise en cause de l'objectif de 50% en 2025 a rouvert le débat sur le nucléaire en France. J'ai déjà dit tout le mal que je pensais de cet objectif mais aussi de sa remise en cause - des décisions opposées mais qui concourent toutes deux à affaiblir la crédibilité de l'Etat - et ma crainte que le débat sur le nucléaire fasse capoter au moins le calendrier de la PPE 2018.
Cela explique pourquoi j'ai été très réticent à m'engager dans cette discussion. Mais voilà, nous ne sommes qu'en mars et on doit déjà en être au 170e "débat" entre entre la SFEN et Greenpeace. La lassitude gagne...
Je pense que les pro-nucléaires exaltés et les anti-nucléaires hardcores ne valent pas mieux les uns que les autres, et que les laisser discuter de notre avenir est la meilleure façon de ne rien faire puisqu'aucun des deux n'envisage de faire un pas vers l'autre : si notre politique énergétique est à la dérive, c'est en grande partie à eux qu'on le doit. Nous méritons mieux et nos descendants - que ces décisions engagent sur au moins 2 ou 3 générations - méritent mieux.

Bref, me voilà suffisamment agacé pour rompre mes voeux de silences et poster cet article en espérant ouvrir le débat sur une troisième voie. Les suggestions et les critiques sont évidemment les bienvenues.


Réduire le parc pour baisser la production ?


De mon point de vue, le principal problème du mix électrique français actuel est sa dépendance vis-à-vis des réacteurs de deuxième génération. Nos centrales nucléaires ont été conçues et construites il y a deux générations, grosso modo à l'époque où vos grands parents avaient votre âge, et elles aussi vont finir par prendre leurs retraites. Je ne sais pas quand, ni si ce sera à cause de l'usure, de l'inflation des coûts, d'une perte de compétence, d'un risque de sécurité ou d'une décision politique mais de toute façon aucune machine n'est éternelle... Et comme ces réacteurs on tous été construits au même moment, si on ne fait rien il y a de bonne chance qu'ils arrivent tous en fin de vie en même temps. Cet "effet falaise" est une épée de Damoclès au-dessus de l'économie française, nous devons tout faire pour l'éviter.

Pour cela, réduire la part du nucléaire (c'est-à-dire du nucléaire de 2e génération, la question du nouveau nucléaire étant abordée plus loin) dans notre mix électrique semble une bonne voie. Viser 50% ? J'ai déjà expliqué pourquoi un objectif de production en valeur absolue serait mieux adapté mais pourquoi pas : si on l'accompagne d'une date réaliste cet objectif en vaut un autre.
Quelque soit l'objectif de baisse de la production nucléaire choisi, il ne devrait pas se traduire par une réduction proportionnelle de la puissance installée.

Ce qu'il faut bien comprendre c'est que l'idée qu'il existe une relation linéaire entre la puissance nucléaire installée et la production sous-entend que le nucléaire français fonctionnera demain comme il le fait aujourd'hui, c'est-à-dire essentiellement en base.
Outre que c'est très "ancien monde", cette hypothèse implicite signifie nous devrons chercher ailleurs une production capable de varier rapidement pour assurer l'équilibre du réseau : puisque, par définition, ce ne sont pas les renouvelables intermittentes qui vont s'en charger, il faudrait soit attendre un changement d'échelle dans le stockage de l'électricité soit augmenter notre production fossile. Il me semble que c'est une faille majeure dans le raisonnement de ceux qui veulent "fermer des réacteurs pour faire de la place aux renouvelables".


Comme au judo : utiliser l'ancien nucléaire pour le maitriser


Le fonctionnement actuel du parc nucléaire français montre qu'il dispose d'une flexibilité suffisante pour accommoder une production renouvelable intermittente beaucoup plus importante et EDF nous assure qu'il n'y a pas de problème techniques à le faire fonctionner dans ce rôle, la solution s'impose : c'est du nucléaire que doit venir la production flexible nécessaire à l'intégration des renouvelables. Comme au judo, il faut utiliser la force de l'adversaire pour le maitriser !

Pour une illustration concrète, regardons ce que les allemands font pour le charbon : ils ont maintenu la capacité de leur parc, y compris par la mise en service de nouvelles centrales, tout en réduisant progressivement son facteur de charge au profit des renouvelables, notamment grâce à la priorité d'accès au réseau dont elles bénéficient.
Cette stratégie permet dans un premier temps de faciliter l'intégration des renouvelables intermittentes en assurant la sécurité d'approvisionnement. Dans un second temps les centrales à charbon sont poussées naturellement à la fermeture par la baisse de leur production au point que le gouvernement allemand doit agir non pas pour fermer les centrales mais pour les maintenir en service contre la volonté de leurs propriétaires.
Cette transition énergétique "poussée" par le développement des renouvelables me semble bien supérieure à la transition "tirée" par la fermeture des réacteurs nucléaires telle qu'elle a été mise en oeuvre avec l'Energiewende.

De la même façon, nous ferions mieux de conserver les réacteurs nucléaires encore capables de fonctionner dans de bonnes conditions de sécurité et de baisser progressivement leur facteur charge au fur et à mesure que la production renouvelable augmente.
Il y a cependant une différence entre le nucléaire français et le charbon allemand, c'est la structure des coûts : les fossiles ont des coûts variables plus importants, l'atome français a des coût fixes énormes mais déjà amortis. Par conséquent EDF est, beaucoup plus que ses homologues allemands, incité à maintenir sa production et on peut craindre qu'aussi longtemps que la capacité nucléaire existera elle sera exploitée au maximum - c'est d'ailleurs ce qui se dit assez ouvertement dans les couloirs de l'électricien. Mais même dans ce cas, l'outil politique majeur nécessaire à la transition énergétique française, ce n'est pas un planning de fermeture de réacteurs mais un moyen de renchérir le coût variable du nucléaire , par exemple un prélèvement sur chaque MWh nucléaire produit ou une taxe sur le combustible. Cet outil est plus robuste : le gouvernement sait créer une taxe, il ne sait manifestement pas imposer la fermeture d'un réacteur nucléaire. Et il permettrait de dégager des revenus qui pourraient par exemple se substituer à la CSPE pour le financement des nouveaux moyens de production.
En contrepartie, la France devrait concentrer ses efforts sur les énergies renouvelables plus facilement compatibles avec son parc nucléaire. Pour le dire clairement : tout sauf le solaire photovoltaïque.

Nouveau nucléaire : sérieusement ?


Une deuxième question se pose également, elle est bien distincte de la précédente : faut-il construire de nouveaux réacteurs nucléaires en France ?
La réponse qui me vient spontanément est :


Je sais que le sujet est sensible pour certains de mes lecteurs et c'est à ceux-là que je m'adresse en premier : essayez de faire un pas de coté et de regarder le nucléaire non pas comme il pourrait être dans un monde idéal mais pour ce qu'il est aujourd'hui. L'électricité nucléaire est bien plus chère que la plupart des autres énergies décarbonnées - comme le montre les CfD britanniques ou les études de prix aux Etats-Unis. Et l'industrie a accumulé les éléphants blancs et les désastres industriels particulièrement depuis 10 ans : Hinkley Point, Flamanville, Olkiluoto, Vogtle ou VC Summer représentent des dizaines de milliards dilapidés mais aussi des centaines de milliers d'heures de travail d'ingénieurs et de techniciens, des outils industriels mobilisés, des ressources et des matières premières qui auraient pu être utilisés ailleurs.
Nous n'avons ni le temps ni les moyens pour cela. Face au défi climatique, la seule démarche rationnelle est d'aller d'abord vers les solutions les moins coûteuses, les plus faciles et les plus rapides à mettre en oeuvre. Il me semble impossible en bonne foi de classer le nucléaire parmi celles-ci : il viendra peut-être un jour où cette technologie évoluera ou deviendra nécessaire pour poursuivre la décarbonisation du mix électrique mais aujourd'hui investir dans le nouveau nucléaire c'est détourner des ressources qui pourraient être mieux employées ailleurs et c'est criminel.

C'est particulièrement le cas en France si on accepte qu'une partie du parc nucléaire actuel va continuer à fonctionner encore une ou deux décennies. Le nouveau nucléaire doit rester une option pour l'avenir avec un effort de recherche proportionné et si des investisseurs privés veulent s'y frotter libre à eux... Mais la question de la construction de nouveaux réacteurs ne se pose pas à l'échelle de la prochaine PPE et aucun euro public ne doit y être gaspillé.

Publié le 14 mars 2018 par Thibault Laconde


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[Message de service public] Pose lentement ce sèche-cheveux et tout ira bien (ou comment passer la pointe)

Vous avez remarquez ? Il fait froid.
Et avec le froid la consommation d'électricité augmente, particulièrement en France qui a le réseau électrique le plus thermosensible d'Europe. RTE prévoit une pointe de consommation au dessus de 93GW ce soir et demain matin.


La France va consommer 94GW d'électricité, alors qu'elle ne peut pas en produire plus de 90


Ces pointes de consommation posent problème car elles sont très au-dessus de nos consommations habituelles : pour une journée d'hiver normale, elle ne dépasse en général pas 70 ou 80GW. En janvier par exemple, la consommation maximale (le 15 à 19h) n'a été que de 77GW.
Répondre à une consommation telle que celle que nous allons probablement connaître ce soir, nécessite donc de démarrer tous les moyens de productions y compris les plus couteux et les plus polluants. A l'heure où j'écris le gaz représente 10% de la production d'électricité française et le charbon 3%, c'est beaucoup plus que d'habitude.
Mais cela ne suffira pas. Le parc électrique français ne peut produire que 90GW environ. Il faudra donc faire appel à l'effacement et surtout à nos voisins : les importations d'électricité sont en forte hausse depuis ce week-end alors que la France a été exportatrice pendant presque tous le mois de février.

Tout cela est risqué, coûte cher et pollue beaucoup mais grâce à ces efforts, l'électricité ne devrait pas manquer aujourd'hui.  Le risque de coupure reste cependant réel et il pourrait devenir plus important dans les prochaines années.


Ce que vous pouvez faire à votre niveau


Tout cela peut paraître lointain mais à la fin, le consommateur d'électricité, c'est nous : si il y a une pointe de consommation vers 19h, c'est bien parce que c'est l'heure à laquelle nous rentrons chez nous, nous remettons un peu de chauffage, nous allumons le four et nous démarrons une lessive.
Et les petites contributions ne sont pas négligeables lorsqu'elles sont mises bout à bout : si tous les ménages français éteignent une lampe (de 40W), la consommation globale baisse de 1GW c'est-à-dire l'équivalent de la production d'un réacteur nucléaire.
Vous pouvez donc réellement aider à passer sans encombre la pointe de consommation.

Comment faire ?
  • D'une manière générale, soyez particulièrement vigilants sur votre consommation d'électricité le soir autour de 19h et le matin entre 9h et 13h. 
  • Méfiez-vous de appareils chauffants (radiateurs électriques bien sur mais aussi fours, plaques de cuisson, bouilloire, cafetière, fer à repasser, etc.) qui sont d'énormes consommateurs d'électricité. Si vous êtes obligé de les utiliser, essayer de le faire en dehors des périodes tendues. 
  • Évitez les consommations inutiles même si elles vous semblent négligeables : ne laissez pas de lumière allumées, éteignez complètement votre ordinateur en quittant le bureau, débranchez les appareils en veille...
RTE propose quelques conseils complémentaires :

Réduire sa consommation d'électricité pendant les pics de consommation
(Cliquez sur l'image pour aggrandir)

Ce pic de consommation, c'est aussi l'occasion de se rappeler que le réseau électrique est un service public et que l'ensemble de ses utilisateurs, aussi bien producteurs que consommateurs, ont un rôle à jouer dans son bon fonctionnement. L'engagement des utilisateurs devient même de plus en plus crucial avec le développement des énergies renouvelables, alors autant s'y mettre tout de suite...


Publié le 27 février 2018 par Thibault Laconde



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

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

Comme il est un peu long, vous pouvez cliquer sur un des liens ci-dessous pour accéder directement à la partie qui vous intéresse :
(Pour anticiper sur les commentaires : les questions économiques n'étant pas du domaine de compétence de mon interlocuteur, elles n'ont pas pratiquement pas été abordées. Je consacrerai probablement un article à ce sujet dans les prochains jours.)


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

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

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

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

Précision intéressante…

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

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

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


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

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

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

De baisse ?

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

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

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

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

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

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

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

Exactement.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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


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


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

Le changement de mécanisme doit se faire avec quelle fréquence ?

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

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

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

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

Sur un cycle qui dure combien de temps ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Publié le 22 février 2018 par Thibault Laconde


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Le nucléaire est-il flexible, round 2 : une montée en puissance de 21GW en 30 minutes sur le parc français ?

En octobre dernier, j'ai écrit un article sur la flexibilité du nucléaire et sa compatibilité avec un part importante d'énergies renouvelables intermittentes, j'y déplorais le peu de travaux existants sur le sujet. Depuis, la manoeuvrabilité du parc nucléaire français est devenue un sujet stratégique dans le débat sur la nouvelle PPE mais rares sont les nouvelles informations qui sont venue éclairer la discussion.
Lassé d'attendre, je vous propose ma propre estimation basée sur la production réelle des réacteurs français depuis 2011.

(Le volume des données ne permet pas, comme je le fais d'habitude, de les mettre dans une feuille de calcul accessible librement mais je les tiens à disposition des lecteurs courageux)


Selon EDF, la production nucléaire peut être modulée de 21.000MW en 30 minutes


Avant de commencer, signalons quand même une nouveauté : EDF avance désormais un chiffre. Selon l'entreprise "le parc nucléaire français est capable de moduler sa puissance de 21 000 MW en moins de 30 minutes". Cette évaluation a été reprise récemment par Dominique Miniere, le directeur du parc nucléaire et thermique d'EDF, dans un article publié par Bloomberg.
Malheureusement, dans les deux cas, aucune source n'est donnée à l'appui de ce chiffre, ni la moindre explication sur son origine. J'ai interrogé l'entreprise à ce sujet mais je ne suis pas parvenu à obtenir des précisions.

Il y a pourtant une première limite évidente à cette évaluation : le parc nucléaire français a une puissance maximale de 63.5GW, pour monter en charge de 21GW, il faut donc que sa production soit au départ inférieure à 42.5GW. Ce qui n'est le cas que 8 heures par jour en moyenne.
Même en supposant qu'il soit techniquement capable de fournir une rampe de 21GW en 30 minutes, vous avez 2 chances sur 3 que cette capacité ne soit pas disponible au moment où vous en avez besoin. Ce chiffre n'est donc pas représentatif de la marge de manoeuvre disponible sur le parc nucléaire français.

Mise à jour 22/02/2018 : Suite à cet article, j'ai pu échanger avec la Direction de la Production Nucléaire d'EDF. Selon eux, il fallait comprendre que le parc français peut faire varier sa production jusqu'à 21GW et que la production peut varier en 30 minutes, pas qu'elle peut varier de 21GW en 30 minutes. Cette version est beaucoup plus crédible comme le montre la suite de l'article. Vous pouvez retrouver le détail de cet échange ici.


Sur 54.000 heures, la rampe maximum est de 5.35GW


Pour essayer de parvenir à une évaluation plus satsifaisante, j'ai utilisé les données de RTE qui met à disposition l'historique heure par heure de la production de chaque centrale électrique en France depuis décembre 2011. A partir de cette source j'ai reconstitué la production horaire du parc nucléaire français sur un peu plus de 6 ans.

Résultat : on est loin de 21GW en 30 minutes. Au cours de ces 6 années, la variation horaire maximale de la production nucléaire française est de -8.7GW, le 27 octobre 2013 à 2h du matin.
Dans le sens de la hausse, la rampe maximum observée depuis 2011 est de +5.35GW en une heure, le 2 janvier 2012 à 7h.

Il est intéressant de noter qu'une augmentation aussi rapide de la production nucléaire n'a rien d'ordinaire. En 6 ans, la production n'a augmenté de plus de 5GW en une heure que 2 fois et sur près de 54.000 heures de fonctionnement seules 88 ont vu une augmentation de plus de 3GW de la production nucléaire.


La production nucléaire française peut augmenter de 21GW... mais en 15 heures


Prenant le problème dans l'autre sens, j'ai écrit un petit programme pour chercher des exemples de montée en charge de 21GW ou plus afin de voir combien de temps avait été nécessaire.
Je n'ai trouvé qu'un seul cas : le 2 janvier 2012, la production est passée de 38.961GW à 4 heures du matin à 60.157GW à 18h, soit une hausse légèrement supérieure à 21GW en 15 heures.

Et là encore il s'agit d'un phénomène exceptionnel : après la journée du 2 janvier 2012, c'est le 2 janvier 2014 qui a connu la montée en puissance la plus importante avec 13.57GW en 8 heures.
Au total, seuls 11 jours sur les plus de 2200 analysés ont connu une hausse de la production nucléaire supérieure à 10GW. Dans la grande majorité des cas, elles se produisent dans la nuit de dimanche à lundi ou le lendemain d'un jour férié.

Ce graphe compare les 21GW en 30 minutes annoncés par EDF au record du 2 janvier 2012 et aux 10 autres montées en charge de 10GW ou plus intervenues depuis décembre 2011 :
Selon EDF la production nucléaire peut être modulée de 21 000MW en 30 minutes

On voit bien l'écart entre la promesse d'EDF et la réalité. On constate aussi que le record du 2 janvier 2012 est une exception qui n'a jamais été approchée depuis.
Alors oui : évidemment, ce n'est pas parce que la production nucléaire n'a jamais varié plus vite dans le passé qu'elle ne peut pas le faire demain. De la même façon le fait que je n'ai jamais couru un 100 mètre en moins de 14 secondes ne prouve pas que je ne pourrais pas battre Usain Bolt si je le voulais. En tous cas je trouve cette pensée réconfortante.

Plus sérieusement, que peut-on dire ?
Sur les dernières années, le parc nucléaire français a démontré en quelques occasions une flexibilité significative : sa production électrique peut augmenter jusqu'à 5GW en une heure et la montée en puissance peut dépasser une dizaine de gigawatts en 3 à 6 heures. Il serait ainsi faux de dire, comme le font certains opposants à l'atome, que le parc nucléaire n'offre aucune manoeuvrabilité mais le chiffre de 21GW en 30 minutes avancé par EDF semble exagéré.


Pourquoi la manoeuvrabilité du parc nucléaire est importante ?


Dans le cadre du débat sur la nouvelle PPE, le gouvernement a retenu deux scénarios : Ampère qui implique une baisse de 16.3GW du parc nucléaire français d'ici à 2035 et Volt qui conduit à une baisse de 9.8GW.
Dans les deux cas, le déclin du nucléaire est compensé par une forte progression du solaire et de l'éolien : en 2035, la puissance installée atteindrait 48GW pour le solaire et 60GW pour l'éolien dans le scénario Ampère, 36 et 50GW dans le scénario Volt.

Or il s'agit d'énergies intermittentes dont la production peut baisser indépendamment de la consommation d'électricité. Il existe plusieurs moyens pour compenser cette variabilité mais la plus simple reste d'assurer l'équilibre entre l'offre et la demande en faisant appel à d'autres moyens de production. Évidemment cela n'est possible que si on dispose de centrales électriques suffisamment souples.

Au regard de son fonctionnement passé et présent, il n'est pas du tout évident que le parc nucléaire français puisse tenir ce rôle, surtout s'il est réduit.
S'il n'y parvient pas, nous risquons d'être obligés de construire des centrales électriques thermique en appoint, donc voir nos émissions de gaz à effet de serre augmenter, ou bien de nous reposer sur l'importation d'électricité dans les périodes tendues. La question mérite donc d'être posée avec un peu de sérieux.

Publié le 13 février 2018 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 22 février.


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7 idées reçues sur le mix électrique chinois

Energie en chine
J'ai publié il y a quelques jours une note sur l'évolution du mix électrique chinois en 2017 (que vous pouvez consulter ici). Ce travail est basé sur des données de l'administration chinoise, principalement celles-ci de l'administration pour l'énergie (NEA) et celles-ci du bureau national de statistique (NBS), rendues publiques très récemment et qui n'avaient pas encore été traduites. Comme on pouvait l'espérer de données toutes fraiches et encore inédites, celles-ci révèlent quelques surprises.

Rappelez-vous ce que vous avez lu ou entendu sur l'énergie en Chine - la production d'électricité à partir de charbon, les investissements dans le nucléaire, le développement du solaire, etc. Puis lisez cet article et attendez-vous à être étonné.


Idée reçue n°1 : les énergies fossiles reculent en Chine

En apparence, c'est vrai : La part des énergies fossiles dans la production d'électricité chinoise est passée de 71.8% en 2016 à 70.9% en 2017. Presque un point de moins en un an, c'est un progrès plus qu'honorable...
Mais voilà : dans le même temps la consommation d'électricité a augmenté de 6.5%, les énergies fossiles ont donc une part légèrement plus petite d'un gâteau beaucoup plus grand... A l'arrivée, la production d'électricité à partir de gaz et surtout de charbon a progressé de plus de 220TWh en 2017. C'est-à-dire que la production fossile est celle qui a le plus augmenté, en fait elle a plus augmenté que celle de toutes les autres énergies réunies.
 Production d'électricité en Chine en 2017 par flière : fossiles, nucléaire, éolien, solaire et hydroélectricité

Au-delà de la production, la puissance installée a elle aussi augmenté (si vous n'êtes pas tout à fait au clair sur la différence entre les deux, je vous conseille cet article). Les investissements dans les énergies fossiles, par contre, ont reculé d'un tiers en 2017 mais un Renminbi investi dans la production d'électricité chinoise sur 4 va encore aux énergies fossiles.


Idée reçue n°2 : la Chine est dernière de la classe

En sens inverse, on qualifie parfois un peu vite la Chine de cancre en matière d'énergie. C'est vrai qu'elle est depuis 2007 la première émettrice de gaz à effet de serre de la planète mais cela tient évidemment beaucoup à l'immensité de sa population...
Avec à peu près trois-quart d'énergies fossiles dans son mix électrique, la Chine est en réalité en milieu de tableau. Au sein du G20, elle se classe 8e et fait mieux que l'Inde ou que des pays développés comme le Japon et l'Australie.

Évidemment les statistiques chinoises tentent d'embellir la situation en ne distinguant pas au sein des énergies fossiles le charbon, très polluant, et le gaz, qui l'est environ 3 fois moins : le problème de la Chine si on la compare à d'autres pays ce n'est pas la part des énergies fossiles, c'est la part du charbon au sein des énergies fossiles - environ 95%.
En prenant ce critère, la Chine se place effectivement parmi les 10 pays avec le mix électrique le plus sale mais elle reste nettement meilleure que l'Afrique du Sud ou la Pologne.


Idée reçue n°3 : la Chine investit à fond dans le nucléaire

Dans l'industrie nucléaire, la Chine est presque toujours présentée comme la terre promise. Et c'est vrai que le pays affiche des objectifs impressionnants : faire passer son parc nucléaire de 28 à 58GW entre 2016 et 2020 et avoir encore 30GW de plus en construction, voire atteindre 150GW en 2030 !

Imaginez donc ma surprise, lorsque j'ai découvert parmi les chiffres publiés par la NEA une baisse de 21.6% des investissements dans le nucléaire en 2017 ! L'année dernière, la Chine a consacré environ 5 milliards d'euros au développement de sa production d'électricité nucléaire. C'est encore beaucoup, certes, mais ce n'est pas du tout à l'échelle des objectifs annoncés...
J'ai cherché les données pour les années précédentes, et là re-surprise : 2017 n'est pas une exception. Les investissements dans le nucléaire baissent régulièrement depuis au moins 2012. En 6 ans, ans ils ont été divisés par 2 ! Les mises en chantier de réacteurs sont elles aussi orientées à la baisse : 3.5GW par an en moyenne entre 2012 et 2015, 2GW en 2016 et 0.6 en 2017.

Evolution des investissements chinois dans le nucléaire et des mises en chantier de réacteurs

Résultat : les objectifs nucléaires mirobolants de la Chine ne seront certainement pas atteints. Actuellement il y a un peu plus de 19GW en construction, pour tenir l'objectif de 58GW fixé par le 13e plan quinquennal il faudrait achever tout ces chantiers et encore 2 ou 3 réacteurs de plus. En moins de 3 ans, c'est pratiquement impossible. Avoir 30GW en construction en 2020 semble aussi très compliqué. Quant aux 150GW en 2030, sauf retournement spectaculaire, ils apparaissent comme un doux rêve.
En bref, si vos économies sont placées dans le devéloppement de l'industrie nucléaire sur le marché chinois (et par extension sur le développement de l'industrie nucléaire tout court), il est peut-être temps de réfléchir à vos choix...


Idée reçue n°4 : l'éolien et le solaire représentent un quart de l'électricité chinoise

Ici, il s'agit surtout d'une précision sémantique. Les chinois distinguent en général l'électricité venant de centrales thermiques (火电, le premier caractère signifie feu, le deuxième électricité) du reste. Mais cette électricité thermique ne comprend pas le nucléaire (核电) qui figure toujours à part, "fossile" est donc une traduction plus appropriée que "thermique".
Résultat : lorsqu'on discute du mix électrique chinois on se retrouve souvent à parler d'énergies fossiles d'une part et de "non-fossiles" d'autre part. Cette seconde appellation ne nous est pas très familière et elle a vite fait de devenir "énergies renouvelables" oubliant au passage le nucléaire. L'étape d'après est de confondre les renouvelables avec leurs représentants les plus médiatiques : l'éolien et le solaire.

En réalité, une fois retirés les 4% de nucléaire, les énergies renouvelables représentent de l'ordre d'un quart de la production électrique chinoise. Et le gros de cette production (18.6%) vient des barrages hydroélectriques pas des éoliennes ou des panneaux solaires.


Idée reçue n°5 : la révolution solaire est en marche !

S'il y a une information sur le secteur électrique chinois qui est parvenue à trouver son chemin jusqu'aux médias occidentaux en 2017, c'est bien celle-là : le solaire s'envole !

Incontestablement, le développement du solaire photovoltaïque chinois vaut qu'on s'y arrête. La Chine, qui pendant longtemps a complètement ignoré cette technologie au profit du solaire thermique domestique, est devenue en l'espace de 5 ans la championne mondiale incontestée. En 2017, le parc solaire chinois a dépassé 130GW. Deuxième pays le mieux doté, l'Allemagne n'affiche que 40GW et la France ne dépasse pas 7GW...
Mais c'est surtout le rythme auquel le parc solaire s'est développé qui est incroyable : 53GW de nouvelles capacités solaires photovoltaïque ont été raccordés en un an ! Cette explosion a pris de court aussi bien les planificateurs chinois (l'objectif fixé fin 2016 pour 2020 a été atteint en un an) que les analystes.

Mais cet exploit risque fort de rester sans lendemain. D'abord parce que malgré sa progression la production solaire photovoltaïque est encore loin d'entamer la domination des énergies fossiles : elle représente moins de 2% du mix électrique chinois.
Ensuite et surtout parce que le gouvernement chinois appuie très fort sur le frein : après un recul de 6 à 18% mi-2017, les tarifs de rachat pour l'électricité solaire vont encore être abaissés de 12 à 56% en 2018. Par ailleurs, le gouvernement central a décrété l'arrêt de la moitié des projets sur les deux tiers environ du territoire, dans certaines provinces c'est même la totalité des projets qui ont été stoppés.
Dans ces conditions, le rythme de croissance devrait ralentir, peut-être à quelques gigawatts par an, et il faudra des années avant que le solaire pèse réellement dans le mix électrique chinois.


Idée reçue n°6 : l'éolien et le solaire ont atteint leurs limites

En Chine comme ailleurs, l'intégration des énergies renouvelables intermittentes pose question. Au cours des dernières années, la Chine a souvent connu des cas d'effacement de production (ou curtailment), c'est-à-dire des situations où le gestionnaire du réseau coupe des sources d'énergie renouvelable parce qu'il ne parvient pas à écouler leur production ou parce qu'il préfère faire appel à des centrales plus flexibles. Ces épisodes ont parfois été interprété comme la preuve que le développement du solaire et de l'éolien en Chine était une impasse.
En réalité, avec moins de 7% du mix électrique, il n'y a aucune raison que l'intégration des renouvelables intermittentes soit ingérable en Chine. Après tout, la part des renouvelables (hors hydroélectricité) atteint sans vraie difficulté 25% en Nouvelle Zélande, en Irlande ou en Espagne...

Ce qui manquait surtout c'était les infrastructures pour écouler la nouvelle production renouvelable des régions du centre et de l'ouest où elle est souvent localisée vers les régions industrielles de la côte est.
Les investissements dans ce domaine se sont accélérés en 2017 : plus de 11.000km de lignes à très haute tension ont été construit.... Et le problème semble en voie de résolution : le taux d'effacement a baissé de 5.2 points pour l'éolien et de 4.3 points pour le solaire alors que la production a fortement progressé. Il reste des engorgements dans des provinces rurales où les renouvelables se sont développés très vite mais ils sont localisés.


Idée reçue n°7 : les chinois consomment trop d'électricité

Pour que la progression du nucléaire et des renouvelables en 2017 permette de réduire la production d'électricité fossile, il aurait fallu que la consommation chinoise augmente de moins de 2.3%. Or la croissance de la consommation a été presque 3 fois plus rapide !
Il est clair que tant que la demande continuera à croître aussi vite, il sera très difficile de réduire la production électrique fossile.

Alors, le problème c'est que les chinois gaspillent l'électricité ? C'est aller un peu vite : avec 6400TWh en 2017, la consommation d'électricité chinoise se situe à la louche au double de l'Union Européenne qui est deux fois moins peuplée et elle est supérieure de moitié à celle des Etats-Unis qui ont une population 4 fois moins importante. Mais surtout, la part de la consommation domestique est faible : moins de 14% du total. C'est l'industrie qui absorbe 70% de l'électricité produite en Chine. Les ménages chinois n'y sont donc pas pour grand chose...

Publié le 7 février 2018 par Thibault Laconde



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[Infographie] Fin de l'exploitation d'hydrocarbures en France : on en reparle en 2040 ?

Vous avez fait quoi ce week-end ? Un peu de bricolage ? Une petite ballade en forêt ? Ou simplement la grasse matinée ? Hé bien, pendant que vous vous prélassiez, le gouvernement, lui, travaillait dur pour le soutenir la production pétrolière française !

Infographie : concession et permis d'exploration de pétrole et de gaz renouvellés, étendus ou prolongés en France

Le Journal Officiel daté du dimanche 2 février ferait presque passer la France pour un pays pétrolier : on y trouve 3 décrets accordant de nouvelles concessions pour l'exploitation de pétrole et de gaz - ce qui porte à 65 le nombre total de concessions en France.
Par ailleurs, 2 autres décrets prolongent des concessions existantes et une dernière est étendue. Et il y a aussi la prolongation de 3 permis pour la recherche d'hydrocarbures (qui s'ajoute à celle de 6 autres fin décembre) ainsi qu'une réforme du droit minier en outre-mer visant à faciliter les activités pétrolières en Guyane.

Vous trouvez que ça fait beaucoup pour un pays qui a adopté il y a un mois une loi prévoyant l'arret en 2040 de la production de pétrole et de gaz en France ? En fait, lors du vote de cette loi, Nicolas Hulot avait insisté : elle ne signifie pas que le gouvernement n'autorisera plus d'activités pétrolières en France et encore moins que les permis existants seront révoqués.
On se souvient que l'annulation des permis pour la recherche de gaz et pétrole de schiste après la loi de 2011 bannissant la fracturation hydraulique a été contesté en justice, lançant un feuilleton judiciaire qui se poursuit encore. Laisser les concessions existantes courir jusqu'à leur terme est donc, a priori, de bonne politique. Les prolonger ou en accorder de nouvelles est plus surprenant...

En fait, cet épisode me semble révélateur d'un  phénomène beaucoup plus large : à l'image de l'Accord de Paris qui vise zéro émission nette dans la seconde moitié du siècle, un peu partout dans le monde, les politiques énergétiques et climatiques commencent à se donner des objectifs à long-terme très ambitieux, mais dans le même temps on constate un relâchement à court-terme. Comme si l'engagement de devenir propre vers 2050 rendait moins nécessaires les efforts aujourd'hui.
La France en donne un parfait exemple : héraut de l'Accord de Paris mais laissant ses émissions croître, premier pays à fixer dans la loi la fin des énergies fossiles mais accélérant la recherche et l'exploitation d'hydrocarbures sur son territoire... Nous sommes le poivrot qui décide d'arrêter demain et s'offre un verre pour fêter ça !

Et il n'y a pas que nous : l'Allemagne va certainement rater ses objectifs d'émissions pour 2020, la Grande Bretagne devrait louper les siens en 2025, la Belgique ne fait pas mieux, les émissions du Japon s'envolent, on pourrait continuer... Il est peut-être temps de sortir de l'autosatisfaction et de réaliser que le vrai danger pour l'action climatique, ce ne sont pas les délires climatosceptiques d'un Trump mais notre propre laisser-aller.

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Pour ceux que ça intéressent, voici le détail des concessions et des permis de recherche modifiés le 2 février 2018 :

Trois nouvelles concessions :
  • Concession d'Amaltheus : Concession de 37km² dans la Marne et accordée à IPC France, le deuxième producteur de pétrole en France filiale du groupe suédois Lundin, jusqu’au 1er janvier 2040. 
  • Concession d'Avon-la-Pèze : Concession de 56km² située dans l’Aube et accordée pour 15 ans à Société pétrolière de production et d'exploitation (SPPE), une PME.
  • Concession de la Conquillie : Concession de 36km² située en Seine-et-Marne et accordée pour 15 ans à Vermilion, un groupe canadien et le premier producteur de pétrole en France avec environ 11.000 barils par jour.
Deux concessions prolongées :
  • Concession de Saint-Germain-Laxis : Concession de 20km² située en Seine-et-Marne et prolongée jusqu’au 28 septembre 2031.
  • Concession d’Eschau : Concession de 5km² située dans le Bas-Rhin et prolongée jusqu’au 10 octobre 2031.
Une concession étendue :
  • Concession de de Champotran : Cette concession située en Seine-et-Marne et accordée jusqu’au 14 août 2038, est étendue de 123km².
Trois "permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures conventionnels liquides ou gazeux" sont prolongés :
  • Permis d’Aquila : Ce permis, accordé à Vermilion pour une zone de 283km² située sur la côte de la Gironde, est prolongé jusqu’au 21 juillet 2020. Une demande de prolongation pour ce permis avait été rejetée en mars 2017.
  • Permis de Forcelles : Ce permis d’exploration sur une zone de 20km² située en Meurthe-et-Moselle est prolongé jusqu’au 7 septembre 2021.
  • Permis de La Folie de Paris : Portant sur une zone située à l'intersection de l’Aube, de la Marne et de la Seine-et-Marne, ce permis est prolongé jusqu’au 7 août 2021 mais sur une surface réduite à 199km².
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Publié le 5 février 2017 par Thibault Laconde



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Entretien avec Christophe Neugnot : "Orano ressemble à la Cogema mais le monde a changé"

J'ai eu hier matin une longue discussion avec Christophe Neugnot, qui est directeur de la communication d'Orano après avoir été celui d'Areva. L'échange a porté sur la nouvelle entreprise mais aussi plus largement sur la restructuration de l'industrie nucléaire française et sur l'avenir du nucléaire, il me semble suffisamment intéressant pour le publier in-extenso.

Comme c'est un peu long, vous pouvez utiliser ces liens pour passer directement à la partie qui vous intéresse :

Alors, on est dans la tour Areva ou ou dans la tour Orano ?


Orano reprend les activités cycle nucléaire d'ArevaCe qui est important, c'est de comprendre que le groupe Areva a cessé formellement d'exister il y a 6 mois quand la partie cycle du combustible, ce qui est aujourd'hui Orano, a quitté son giron.
Avec Areva, on avait un groupe qui avait toutes les composantes du nucléaire sauf l'exploitation des centrales, de l'exploitation minière jusqu'à la construction et la maintenance des réacteurs et au démantèlement.
Le gouvernement a décidé en juin 2015 de restructurer la filière et ce groupe a été scindé en 3 parties : la partie réacteur, c'est-à-dire fabrication, maintenance et services associés, est désormais une entité qui s'appelle Framatome et qui a rejoint EDF. La deuxième partie, c'est Areva SA - la marque Areva continue à exister : Areva SA est en charge de terminer le projet de réacteur OL3 en Finlande. La troisième entité, c'est Orano. C'est-à-dire toute la partie cycle du combustible.

Est-ce qu'on peut dire qu'Areva SA est devenue une structure de défaisance ?


Non, on ne peut pas dire ça. Areva SA compte 800 ingénieurs et a un budget de plusieurs milliards d'euros : elle doit terminer un projet et elle a les moyens humains et financiers pour le terminer.

Comment s'est passé ce démantèlement d'Areva ?


Ça a commencé il y a plus de deux ans, en 2015. Le gouvernement et le président de la République de l'époque ont pris la décision de restructurer la filière et de rapprocher les réacteurs de l'exploitant français, EDF. A partir de là, il a fallu mettre en oeuvre cette décision, ça a été un long processus parce qu'il a fallu organiser la scission des différences entités, ce qui a duré de juin 2015 jusqu'à juillet 2016. En juillet 2016, les différentes entités ont leur propre management mais sont toujours dans le même groupe. A coté de ce volet organisationnel interne, il y a la décision de recapitaliser la filière, avec deux recapitalisations : une qui concerne Orano à hauteur de 2.5 milliards d'euros pour l'Etat auquel s'ajoute l'entrée au capital de partenaires japonais à hauteur de 500 millions d'euros, une pour Areva SA de 2 milliards d'euros pour pouvoir terminer le projet de réacteur en Finlande.
La première année, on prépare donc l'ensemble de la réorganisation : on acte en juillet 2016 la séparation des entités même si on est encore dans le même groupe et parallèlement, comme vous avez recapitalisation, vous devez avoir l'autorisation des autorités européennes qui a été donnée début 2017. A partir de juillet 2017, les recapitalisations sont effectives et les entités se séparent. Et ça se termine avec la cession formelle de Framatome à EDF qui a eu lieu fin 2017.

Aujourd'hui le groupe Areva n'existe plus.

Un autre article sur ce sujet : De Framatome à Areva et vice-versa : histoire et déboires de l'industrie nucléaire française


Que sont devenues les activités propulsion nucléaire et renouvelables ?


L'activité propulsion nucléaire, désormais TechnicAtome, a été cédée. Et on a cédé également l'activité énergies renouvelables. Ça fait partie des obligations que nous avions vis-à-vis des autorités européennes de la concurrence : à partir du moment où vous avez une recapitalisation, l'entreprise concernée doit faire un certain nombre d'efforts qui se traduisent par des cessions et également un plan de départ volontaire et des économies.

Et donc Orano...


Christophe Neugnot, directeur de la communication d'Areva puis Orano (© François Maréchal)Ces décisions se traduisent pour nous par le recentrage sur l'activité cycle du combustible avec des métiers très divers qui vont de la mine au démantèlement.
Orano a 6 activités. Deux en amont : production d'uranium avec les activités, d'une part, et conversion et enrichissement, c'est-à-dire toute la transformation de l'uranium, d'autre part. Cependant on ne fabrique pas le combustible, c'est Framatome qui s'en occupe.
En aval : on récupère le combustible après le réacteur et on le recycle afin de produire  à nouveau du combustible et de réduire le volume de déchets.
S'ajoute à ça trois activités transverses :
  • la logistique et les transports, on est le n°1 mondial du transport de matière nucléaire avec 4000 transports par an et on fournit également des emballages d'entreposage. 
  • l'ingénierie, la conception des usines et des équipements, c'est notamment le projet qu'on a avec la Chine, 
  • enfin le démantèlement où nous nous spécialisons dans les parties les plus sensibles, celles où il y a eu le combustible, et les services.
Voilà pour le cycle nucléaire, la valorisation des matières et la gestions des déchets. A coté de cela, on a une activité qui est lancée mais encore en devenir : travailler dans le domaine médical et fournir des radioéléments aux chercheurs pour le traitement de cancers.

Le groupe Orano représente 4 milliards d'euro de chiffre d'affaire, 16.000 personnes dans le monde, 12.000 en France. Beaucoup d'usines en France mais très orienté vers l'international : le chiffre d'affaire est à 60% à l'international.
Et dans chacune de nos activités nous avons de très bonnes positions : nous sommes dans les trois premiers mondiaux pour les mines, pareil pour la conversion et l'enrichissement, nous sommes premiers sur le recyclage et la logistique. Pour le démantèlement, nous sommes l'un des leaders mondiaux dans notre domaine.
Notre ambition est d’être l’acteur de référence pour la production et le recyclage des matières nucléaires, la gestion des déchets et le démantèlement.

Quel est la structure de votre actionnariat ?


L'actionnariat va être simple : 90% pour l'Etat directement ou indirectement et 10% pour deux groupes japonais travaillant dans le nucléaire - 5% pour MHI et 5% pour JNFL.
Je dis "va" parce que l'entrée formelle au capital des actionnaires japonais aura lieu dans les semaines à venir. Sachant qu'à terme rien n'empêche que l'actionnariat évolue.

Finalement, ça ressemble beaucoup à la Cogema. On voit que Areva NP est redevenu Framatome, Areva TA est redevenu TechnicAtome, qu'est-ce qui vous pousse vous à vouloir changer d'identité ?


Vous avez raison : le périmètre d'Orano est proche de celui de la Cogema. Mais nous ne sommes plus du tout dans le même monde.
En interne, à peu près tout a changé par rapport à ce qu'était Cogema. Par exemple, nous avons de nouvelles mines : Cogema n'avait pas les mêmes mines au Canada et pas de mines au Kazakstan. Nous avons aussi deux nouvelles usines pour la conversion - c'est-à-dire les procédés chimiques permettant de transformer du minerai d'uranium en hexafluorure d'uranium, et pour l'enrichissement. Ce sont les plus modernes au monde : nous avons fait cet investissement alors que nos concurrents ne l'ont pas fait. Avec ces nouvelles usines nous enrichissons suffisamment d'uranium pour produire de l'électricité bas-carbone pour 90 millions de foyers, soit l'équivalent de tous les foyers allemands, français et anglais. L'usine de recyclage de Melox, qui fabrique du combustible MOX à partir de plutonium recyclé et d'uranium appauvri, se lançait juste quand nous étions Cogema, sa montée en puissance a eu lieu dans la phase Areva. Concernant l'ingénierie, nous ne travaillions pas sur les mêmes projets, la logistique existait mais elle était moins développée sur la partie emballage et entreposage et nous n'avions pas cette activité en développement qu'est la partie médicale.
En externe, le contexte a complètement changé, ce n'est plus le même monde : les renouvelables ont pris leur place, nous n'avions pas le même type de contrat, nous étions dans un monde beaucoup moins concurrentiel et beaucoup plus occidental, aujourd'hui nous avons des concurrents chinois ou japonais.

Tout cela fait que nous ne sommes plus le groupe Areva mais nous ne sommes plus non plus la Cogema, le contexte a trop changé. Nous avons un nouveau projet d'entreprise, un nouveau plan d'action stratégique, une nouvelle organisation du groupe... qui devaient s'incarner dans une nouvelle image.

En dehors de l'internationalisation et de l'arrivée de nouveaux concurrents, est-ce qu'il y a d'autres choses qui ont changé depuis les années 90 ?


Il y a un changement énorme : c'est la problématique du réchauffement climatique. Pendant des décennies, le marché de l'énergie était dominé par les énergies fossiles, il le reste à 80% mais la problématique climat devient l'enjeu n°1.
La voiture électrique jusqu'à présent était un voeu pieux. Aujourd'hui, je pense qu'elle va vraiment se lancer tout simplement parce que nous n'avons pas le choix. J'ai été interpellé par une étude récente qui montre que la première préoccupation des jeunes chinois urbains est la qualité de l'air. Le sujet environnemental, avec d'un coté le dérèglement climatique et de l'autre côté la qualité de l'air, bouleverse tout.

Un autre article sur ce sujet : Du projet Manhattan au changement climatique : une brève histoire de la communication pro-nucléaire


Le deuxième bouleversement, c'est la montée en puissance des renouvelables. Chacun peut avoir son avis sur le sujet mais le fait est que les renouvelables vont monter en puissance. Areva a eu des activités renouvelables - éolien off-shore, solaire à concentration, etc. - nous n'allons pas tomber dans le déni en disant : "ça ne fait plus partie de nos activités, ça ne sert à rien". Nous avons été, du fait de ce qu'était Areva, de fervent militants du mix nucléaire-renouvelables. Même si nos activités sont recentrées sur le nucléaire, on reste chez Orano des militants du mix énergétique nucléaire-renouvelables. Mais sans tomber dans l'admiration béate : le 100% renouvelable, on n'y croit pas du tout avec les technologies actuelles. Les choix énergétiques sont des choix de long-terme et on ne peut pas prendre une décision pour les décennies à venir sur la base d'une rupture technologique potentielle.

Troisième point : c'est l'augmentation des besoins en électricité. Ce qui est clair, c'est que dans le monde ils vont croître : plus d'urbanisation, de nouveaux besoins - digital, voiture électrique, une population qui va encore augmenter...
Les projections pour la France prévoit une demande stable. Nous, ça nous questionne. Si le parc de voiture électrique se développe réellement, comment va-t-on s'organiser si tout le monde recharge à 19h le soir ? Il faut un sacré parc de production...

Mais ce ne sera pas un parc nucléaire, parce que les centrales nucléaires ne vont pas faire un pic à 19h pour charger des voitures... Dans cette perspective d'un mix EnR-nucléaire, on se retrouve avec deux moyens de productions qui sont assez peu modulables.


Ça ne peut pas être que nucléaire. Mais un système qui ne serait que renouvelables, par exemple éolien-solaire, ne marche pas non plus. Il faut les deux.

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A ce sujet, lorsqu'on discute d'énergie en France on tombe parfois sur des gens qui semblent penser qu'il y a un modèle français repliquable ailleurs : "nous sommes passés de 25 à 75% de nucléaire en l'espace de 10 ans, on pourrait résoudre ces questions environnementales si tout le monde faisait comme nous." J'aimerais avoir votre regard de spécialiste du cycle nucléaire là-dessus : est-ce qu'une augmentation de la production nucléaire à l'échelle mondiale par exemple jusqu'à 20, 25% ou au-delà serait envisageable, ou est-ce qu'il existe des limites, des goulots d'étranglement dans vos activités ?


Sur l'évolution du parc nucléaire mondial, je pense que plus le sujet du dérèglement climatique va monter en puissance, plus les pays vont se tourner vers le nucléaire parce qu'ils vont avoir besoin d'une sécurité d'approvisionnement. Un pays qui est en train de se développer a besoin de certitudes sur sa fourniture d'électricité.
Mais il faut quand même être réaliste, on peut difficilement imaginer que tous les pays adoptent un mix français à 75% de nucléaire ou même à 50%.

Si vous êtes dans une augmentation qui est mesurée parce que vous avez un équilibre entre renouvelable et nucléaire, il n'y a pas fondamentalement de problème d'alimentation. Pour prendre l'exemple de l'uranium, vous avez peu ou prou besoin de 60.000T d'uranium pour fournir le parc nucléaire mondial. Actuellement la production a un peu baissé parce que le marché a baissé mais vous avez de nouvelles mines qui peuvent être lancées : tous les mineurs ont des projets. Nous les premiers : on a la mine d'Imouraren au Niger que nous avons mise sous cocon qui a de l'ordre de 150.000T de réserves, on a un projet en Mongolie en phase pilote avec 60.000T de réserve... Donc en fourniture d'uranium, vous n'avez pas de problématique.
Pareil pour la conversion et l'enrichissement, on peut répondre en restant dans des scénarios raisonnables.

Est-ce que vous pourriez mettre un ordre de grandeur sur ce qui est raisonnable et ce qui ne l'est pas ?


Nous sommes sur des scénarios de l'AIEA qui précisent que si on veut lutter efficacement contre le déréglement climatique, la part de l’énergie nucléaire au niveau mondial devra passer de 11,5% actuellement à 17% en 2050. Sur cette trajectoire il n'y a pas de problème. Maintenant si tout le monde découvre les bienfaits du nucléaire ou si le renouvelable butte et qu'on n'a pas d'autres choix que de développer le nucléaire, on peut passer à d'autres générations de réacteurs où la question des ressources ne se pose plus.

Mais là vous trichez : vous avez dit tout-à-l'heure qu'on ne peut pas faire des choix énergétiques sur la base d'une rupture technologique à venir.


Oui et non : les réacteurs à neutrons rapides certes ne sont pas industrialisés mais la technologie existe.
Mais honnêtement je ne peux pas vous dire que le nucléaire va passer de 10 à 40%... Là il faudrait probablement un changement complet. Pour être sincère, oui : il faudrait qu'on ait des ruptures technologiques.

Je voudrais passer à un autre sujet : vous vous positionnez comme acteur du démantèlement. Comment voyez-vous les discussions en cours autour de la PPE notamment et qui nous amènent vers un scénario de fermeture assez rapide d'une dizaine de réacteurs nucléaires en France ? Est-ce que vous seriez capables de répondre à cette demande ?


Le démantèlement et la gestion des déchets ne sont pas des problèmes techniques. Il faut arrêter de faire croire qu'il n'y a pas de solution, c'est faux.
Le démantèlement, ça prend du temps, ça coûte de l'argent - d'ailleurs ça fait l'objet de provisions de 7 milliards d'euros pour Orano, mais on sait faire. Le CEA a déjà démantelé des sites complets. Nous avons déjà démantelé des parties de nos installation du cycle qui sont au moins aussi compliquées que des réacteurs. Et les réacteurs nucléaires, on saura les démanteler. Il faudra peut-être plusieurs dizaines d'années mais il n'y a pas d'ambiguïté : on sait faire.

Un autre article sur ce sujet : Barbara Romagnan : "Nous avons surestimé notre capacité à démanteler rapidement le parc nucléaire"


Et vous êtes confiant sur les problèmes financiers et de gouvernance qui peuvent se poser ?


Oui, car les dépenses pour le démantèlement sont provisionnées et sont inclusent dans le prix de l’électricité.

Il y a des contestations sur l'évaluation du montant.


C'est normal. Et on sait qu'il faut être performant dans le démantèlement pour que l'enveloppe soit respectée. Mais je vais vous donner un exemple : le coût du stockage des déchets nucléaires à Bure est de l'ordre de 25 milliards d'euros, le coût pour la France des importations de combustibles fossiles est de l'ordre de 60 milliards. Ça veut dire que la gestion des déchets les plus radioactifs sur l'ensemble de leur durée de vie ne représente que la moitié de ce que la France dépense en une année pour importer des énergies fossiles.

C'est un faux procès qui est fait à la gestion des déchets. J'ai travaillé 5 ans à la Hague. Les déchets les plus radioactifs, on les vitrifie et on les met dans un conteneur, est-ce que ces déchets mettent en danger la vie des gens qui travaillent sur le site ou posent problème pour l'environnement ? Non.
Après, il faudra les stocker. Est-ce qu'il y a des problématiques d'acceptation ? Oui. Est-ce qu'il y a des problèmes politiques ? Oui. Mais n'allons pas dire qu'il y a un problème technique. Vous demandez aux ingénieurs du nucléaire, est-ce que nous savons gérer les déchets radioactifs ? La réponse est oui. Où les mettre ? Ça, c'est effectivement un sujet.

Justement, quel est le rôle d'Orano sur le projet Cigeo de Bure ?


Nous ne sommes pas en charge du projet mais nous situons en amont. Nous nous préparons les produits qui seront stockés mais nous n'intervenons en aucun cas sur le centre de stockage lui-même. Même si naturellement les deux sujets sont liés : la géométrie de nos colis fait que l'ANDRA va faire des galeries qui sont adaptées. C'est pour celà que la sûreté d'un centre de stockage dépend à la fois du colis et du centre.

Est-ce que vous pouvez me donner des détails sur le contrat annoncé récemment avec la Chine ?


Pour être précis, c'est un protocole d'accord commercial qui fixe l'objectif de mettre en oeuvre le contrat - qui n'a pas encore été formellement signé - dès cette année.
De quoi s'agit-il ? Quand vous êtes un pays et que vous avez une flotte de réacteurs nucléaires ou que vous êtes en train de la développer, ce qui est le cas de la Chine qui a actuellement 20 réacteurs en construction, vous vous posez forcément la question de l'aval, c'est-à-dire de la gestion des déchets.
Les chinois se posent dès à présent la questions et ils ont décidé qu'ils s'orienteraient vers le cycle fermé, donc le recyclage. A partir de là ils ont besoin d'usines, ils se sont tournés vers nous parce que nous avons les seules usines au monde - la Hague, Melox - qui fonctionnent à l'échelle industrielle. Ils sont intéressés par notre technologie et ce sont les discussions qu'on a avec eux : fournir la technologie, les accompagner dans sa mise en place, les accompagner pour la construction - mais ce n'est pas nous qui allons construire l'usine, ça ils savent très bien faire. L'usine traitera 800T de combustible. Pour vous donner un ordre d'idée, soit la capacité pour 25-30 réacteurs.
Nous avons déjà fait la même chose au Japon mais sans la vitrification qui est la partie la plus complexe techniquement.


Publié le 25 janvier 2018 par Thibault Laconde


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