Nucléaire : un nouveau planning des arrêts de réacteurs pour maintenance envisagé

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L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a indiqué mardi discuter avec EDF d'un changement du planning des arrêts pour maintenance des réacteurs nucléaires, retardés par la crise sanitaire, afin de garantir une production d'électricité suffisante cet hiver.

"La difficulté actuelle à intervenir et à mobiliser les prestataires fait que les tranches qui sont à l'arrêt ont des arrêts qui sont plus longs, beaucoup plus longs que prévu", a observé Bernard Doroszczuk, président de l'ASN, devant la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable du Sénat.

Au 21 avril, EDF comptait treize réacteurs (sur 57) en arrêt pour maintenance, selon l'ASN. Trois avaient en outre connu un arrêt fortuit à cette date, et encore trois autres étaient arrêtés pour économiser le combustible. Les arrêts des réacteurs pour maintenance sont habituellement effectués pendant le printemps et l'été, permettant un redémarrage pour l'automne et l'hiver, lorsque la demande en électricité est la plus forte.

"C'est cette disponibilité des tranches nucléaires à partir de novembre et jusqu'en février qui risque d'être compromise par le fait que les réacteurs qui devaient être mis à l'arrêt au printemps ne peuvent pas l'être dans les temps qui étaient prévus et que les arrêts sont plus longs", a poursuivi Bernard Doroszczuk.

Le décalage dans le planning "peut poser un problème en terme d'équilibre en termes d'offre et de demande d'électricité" cet hiver, a-t-il reconnu. L'ASN juge d'ailleurs que le décalage actuel des arrêts se fera sentir jusqu'en 2021/22.

Le gouvernement, qui avait réuni la filière nucléaire vendredi, s'est d'ailleurs inquiété de cette question cruciale dans un pays où la production d'électricité est à plus de 70% issue de l'atome.

Le ministre de la Transition écologique et solidaire, Élisabeth Borne, a ainsi souligné "l'importance d'une bonne coordination des arrêts de réacteurs nucléaires dans les semaines et mois à venir pour travaux de maintenance et rechargement en combustible, afin de maximiser la disponibilité du parc de production pendant l'hiver", selon un communiqué publié mardi.

Face à ces difficultés, EDF a présenté à l'ASN une stratégie consistant en un report de quelques mois de certains arrêts ou encore à "sauter" d'autres arrêts prévus pour un simple rechargement partiel du combustible.

"Le report de l'arrêt ne pose pas difficulté du point de vue de la sûreté" et le saut de certains rechargements est "envisageable" et "pas particulièrement défavorable en matière de sûreté", a jugé M. Doroszczuk. "Nous discutons" de ces éléments, a-t-il ajouté.

Il a en revanche jugé "essentiel" que "EDF maintienne des marges" dans ses prévisions pour passer le pic de consommation hivernal, afin de prendre en compte la possibilité d'un problème grave sur un ou plusieurs réacteurs.

Commentaires

Jean FLUCHERE

Cher Monsieur Rochain, une variation de 1 GW/h correspond au passage de 0 à la pleine puissance d'un réacteur. Pas si mal quand on a une petite connaissance du système électrique.

Jean FLUCHERE

Et votre PV produit énormément toutes les nuits, n'est-ce pas ?
Les deux EPR Chinois ont déjà produit plus de 20 TWh.

Rochain

Les PPV produisent effectivement surtout quand on en a besoin, c'est à dire lorsque l'activité économique est au plus haut ….. comme le Soleil.
Je sais que c'est gênant ces facteurs de charge de quelque 20% avec un nucléaire qui est (valeur 2019) de 68%..... mais ce n'est pas un obstacle d'ailleurs si les faible facteurs de charge en était un vous n'auriez pas de voiture dont la facteur de charge se situe entre 2 et 4 %, comme votre moulin à café qui un facteur de charge voisin de zéro….il ne faut pas se laisser polluer le raisonnement par une comparaison qui n'est d'ailleurs pas forcément en faveur d'un facteur de charge élevé., le besoin lui même n'est pas linéaire et il vaut bien mieux la souplesse qu'un instrument rigide difficile à piloter près du besoin. C'est pourquoi aujourd'hui, la souplesse est fournie par l'hydraulique bien moins rigide que le nucléaire qui ronronne 24 heure par jours et qui a nécessité des modifications du mode de vie des français pour se mettre en adéquation avec la rigidité du nucléaire
.

Thomas

aaaaah. Vous sortez l'artillerie lourde des arguments. Bravo. Je m'incline donc...
La nuit l'éolien produit, les PAC produisent, le biogaz produit, l'hydraulique produit, etc.
Quant à la Chine.. que dire...? Un pays détesté lorsqu'il s'agit de... presque tout, mais pris en exemple par les "adorateurs du nucléaire" qui n'ont finalement que ça à se mettre sous la dent pour tenter de montrer que construire un EPR c'est possible. J'imagine que les conditions de travail sur un chantier EPR chinois sont exemplaires. J'imagine que les standards de sureté le sont aussi. J'imagine que les conditions de contrôle de "l'ASN chinoise" le sont aussi... Un paradis du nucléaire donc.
Mais répondez plutôt aux questions sur le coût de Flamanville et sur les perspectives de réduction attendues pour la France... ainsi que sur la résilience de votre filière aux crises de demain...

Peppino TERPOLILLI

Bonjour à tous

je rappelle simplement l'Urgence climatique: le Giec nous a alerté il faut faire vite nous avons une dizaine d'année pour réussir à être sur la bonne courbe. Dans ce laps de temps impossible de changer le fait que Plus de 95 % de l'hydrogène est produite en raffinerie avec beaucoup de production de GES. Il est grand temps de lutter contre la production de GES: en France c'est le transport et le logement l'urgence. Il est vain de décarboner une électricité décarboné à 95 %.

Thomas

C’est pour cela que les amis Fluchère, Gay, Schricke et consorts devraient arrêter de dire que les EnR sont inutiles puisqu’elles decarbonent l’électricité plus rapidement que le nucléaire dans le monde.
En France, decarboner les transports et réduire la consommation des bâtiments n’est pas incompatible avec le développement des EnR. Quant à la réduction du nucléaire, n’oublions pas qu’elle est liée à l’anticipation de la fin de vie des centrales actuelles et à la volonté de moins dépendre d’un seul mode de production qui s’avere complexe, et peu adapté aux crises qui s’annoncent...

gautier

De toute façon , le prix de l'électricité pour le consommateur n'a rien à voir avec le coût du KWh produit par telle ou telle filière. Empiriquement on ne peut que constater que les pays ayant beaucoup développé les ENR renouvelables autres que l'hydraulique ont des tarifs TTC plus élevé que les autres. Le coût du KWh photovoltaïque a beaucoup baissé car les cellules sont fabriquées en Chine maintenant et beaucoup subventionnées par le gouvernement.
Sur le calcul du prix de l'électricité pour les consommateurs, voici quelques repères :
Décomposition de la facture : fourniture, réseaux, taxes

Les grilles tarifaires TTC dissimulent des mécanismes de formation des prix d'une grande complexité : 3 secteurs différents « la part fourniture », « la part acheminement », « les Taxes »

38% de la facture d'électricité correspond à la "part fourniture", à savoir la rémunération du fournisseur d'électricité pour ses approvisionnements (donc la rémunération de la production) et pour ses coûts de commercialisation (gestion de la relation-client, facturation...). c’est la part ouverte à la concurrence soit le prix des tarifs réglementés d’EDF, soit le prix des fournisseurs dit « alternatifs » comme Direct Energie, Enercoop, Engie ect …... Mais pour l’essentiel ces fournisseurs ne produisent pas l’électricité soit ils l’achètent sur la marché de la bourse, soit avec le tarif de l’AHREN, soit directement à des petits producteurs hydraulique comme Enercoop. (je reviendrai plus bas sur le sujet)

Les tarifs d'acheminement de l'électricité sur les réseaux de transport et de distribution représentent de leur côté 27% de la facture. Ces deux activités sont en situation de monopole naturel et sont confiées exclusivement à RTE (filiale d'EDF) pour la partie transport (lignes haute tension) et en grande majorité à ENEDIS (ex-ERDF et filiale d'EDF) pour la partie distribution (basse et moyenne tension, gestion des compteurs et des raccordements). Quel que soit le fournisseur, les tarifs d'acheminement sont identiques.

Enfin, les quatre taxes pesant sur l'électricité sont en constante hausse et pèsent 35% de la facture du consommateur final : (Quel que soit le fournisseur les taxes sont les identiques).

La TVA s'applique à taux réduit sur l'abonnement (5,5%) et à taux plein sur les consommations d’électricité et sur les autres taxes (20%).

La CSPE (Contribution au Service Public de l'Electricité) permet notamment de financer les tarifs de rachat élevés des énergies renouvelables comme l'éolien et le photovoltaïque. Au 1er janvier 2019, la CSPE est de 22,5€/MWh en HT, soit près de 15% du prix du kWh HT. Cette taxe à augmenté de 650% depuis sa création en 2003. En 2025, la CRE estime que la CSPE devrait dépasser les 30€/MWh.

La CTA (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finance le régime spécial de retraite des industries électriques et gazières (IEG), principalement le personnel d'EDF et d'Engie (0,8% de la facture)

Les TCFE (Taxes sur la Consommation Finale d'Electricité, deux taxes la TCCFE les communes, et la TDCFE les conseils généraux) sont des taxes locales, variables selon la commune et le département concerné. Les TCFE permettent de financer les collectivités locales, c'est pourquoi elles sont fixées par les communes (TCCFE) pour la métropole de Lyon c’est le SIGERLY qui gère suite à une décision de toutes les communes du SIGERLY pour cela toutes les communes ont fixé le même taux (le maximum) ce qui a fait pour certaine commune qui avait un taux moyen une augmentation des recettes pour elle et une augmentation de la facture d’électricité pour les Usagers ( comme à Pierre Bénite) comme quoi une décision à première vue anodine à des répercussions sur les Usagers.

La somme touché par les communes n’est pas non plus neutre elle s’élève à 450 000 euro pour St Genis Laval (+ de 2,25% des recettes) et plusieurs millions pour la ville de Lyon.

Les TCFE sont payées par les particuliers et les petits et moyens professionnels dont la puissance du compteur est inférieure à 250 KVA. Les clients ayant un compteur d'une puissance supérieure à 250 KVA sont redevables, à la place, de la TICFE.

En 2019, selon le lieu d'habitation, la TCFE est comprise entre 1,5 et 9,56 €/MWh, soit 6% e la facture TTC au maximum.

Comment sont décidées les évolutions de prix de l'électricité au tarif réglementé ?

La loi prévoit que les tarifs réglementés doivent couvrir les coûts de l'opérateur historique EDF. Chaque semestre, la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) se penche sur les comptes d'EDF et de ses différentes filiales pour définir un pourcentage de hausse ou de baisse des tarifs réglementés qui permette de respecter ce principe.

Il revient ensuite au gouvernement d'entériner cette évolution. Au sein des prix hors toutes taxes définis par cet arrêté, on retrouve une part correspondant au Tarifs d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité (TURPE) qui vient rémunérer les gestionnaires de réseau RTE et ENEDIS (ex ERDF). Le TURPE fait l'objet d'études spécifiques de la CRE conduisant à des programmes d'encadrement pluriannuel de son augmentation.

Dans les facteurs pris en compte par la CRE et constituant les principaux moteurs de la hausse des coûts d'EDF, et donc des tarifs réglementés, on retrouve :

Les investissements dans la modernisation du parc nucléaire français, à la fois pour renforcer la sécurité et pour prolonger la durée de vie des centrales (de 40 à 60 ans espère EDF).

La fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, suite à la promesse électorale de François Hollande aux présidentielles de 2012.

La modernisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité, avec notamment le développement des smart grids (réseaux intelligents) pour accueillir les sources de production d'énergies décentralisées sur le réseau (ex : éolien, photovoltaïque), la création de nouveaux axes de transport d'électricité vers les régions où les risques de blackouts sont élevés (PACA, Bretagne).

Les fluctuations des prix sur les marchés de gros, ces prix entrant dans le calcul des tarifs réglementés depuis 2014. Ces prix ayant fortement baissé en 2014 et 2015, cette tendance a eu un léger impact avec une baisse des tarifs réglementés de 0,5% au 1er août 2016. Mais fortement augmenté plus que doublé passé de 24€ le MWh à plus de 56 € le MWh.

La CTA est une contribution supportée par les consommateurs d'électricité destinée à financer la retraite des travailleurs et retraités des Industries Électriques et Gazières depuis l'adossement de leur régime au régime général en 2005 (Nombreuses grèves des salariées des IEG pour obtenir le maintient du régime ). Elle est versée à la CNIEG. Indexée au montant de la part fixe du TURPE, la CTA représente aujourd'hui à 0,8 % de la facture d'électricité.

La TVA classique à 20 % s'applique sur le montant des consommations (en kWh), sur les TCFE qui s'y rapportent, ainsi que sur la CSPE.

L'électricité est l'un des produits les plus taxés en France, avec une moyenne de 35% de la facture TTC. Cependant, la France ne fait pas figure d'exception puisque la majorité des autres pays européens font de même. En Allemagne et au Danemark, la taxation atteint d'ailleurs presque 50% du prix final.

Que finance la CSPE ?

La Contribution aux charges de Service Public de l’Électricité (CSPE) est une contribution servant à financer les charges de service public de l’électricité. La CSPE est la conséquence de la directive 96/92/CE adopté le 19 décembre 1996 par le parlement Européen, cette directive établit les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, la France n’a transposé cette directive qu’en février 2000. La CSPE finance :

les surcoûts engendrés par l’obligation d’achat, pesant sur EDF et sur les entreprises locales de distribution ;

les politiques de soutien au développement de sources de production vertes : électricité d’origine renouvelable et cogénération ;

les coûts relatifs au chèque énergie pour les foyers à revenus modestes ;

le budget du médiateur national de l’énergie qui est l'instance servant à régler les litiges entre clients et fournisseurs ;

une partie des coûts résultant de la participation des fournisseurs au fonds de solidarité pour le logement (FSL) ;

les surcoûts de production d’électricité dans les territoires insulaires (zones non interconnectées au territoire métropolitain continental – ZNI). Dans ces zones, le coût de la production d’électricité est plus élevé ; il faut en effet faire appel à des moyens de productions dont le coût marginal de production est plus onéreux qu’en métropole

En 2019, la CSPE devrait s’élevé à 7,79 milliards € ( La taxe équivalente en Allemagne devrait représenté 27Milliards €) : Répartission de la CSPE

66,1% du coût total prévu pour 2019, soit 5,15 Milliards € pour le rachat de l’électricité des énergies renouvelables,

38,7 % rachat de l’électricité produite par le solaire photovoltaïque soit 3 Milliards €

16,9% rachat de l’électricité produite par l'éolien soit 1,32 Milliards €.

11,5% rachat de l’électricité produite par les ENR autre soit 900 Millions €

19,5 % correspond à la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées (outre-mer, Corse et les Iles) soit 1,51 Milliards €

8,5% rachat d’électricité de la cogénération soit 660 Millions €.

5 % pour les dispositifs sociaux soit 390 Millions € (Chèque Energie pour les 5,6 millions de foyers en précarité énergétique qui payent aussi sur leur facture la CSPE).

Daniel SCHRICKE

Merci, Monsieur Gauthier, pour cette synthèse très claire, très précise et très complète des différents "ingrédients" qui constituent le prix de vente de l'électricité ! Je ne doute pas, cependant que les idolâtres des ENR (MM. Rochain, Thomas...) trouveront que ces chiffres soient "bidonnés", puisqu'ils montrent très clairement et factuellement que le surcoût de la production par les ENR (sauf l'hydraulique, qui représente plus de 60 % desdits ENR !) est responsable d'une augmentation substantielle de l'électricité, avec une CSPE qui dépasse les 8 milliards d'Euros (27 Milliards en Allemagne, champion toutes catégories en matière d'ENR, mais aussi de rejets de CO², et de prix du Kwh !), portant la totalité des taxes et "contributions" diverses à 38% du montant de la facture (plus de 50% en Allemagne), c'est à dire plus que l'or et le diamant ! (Un véritable "bijou" !...). J'attends avec gourmandise les commentaires, toujours très "mesurés" (!!) de nos détracteurs !...

Thomas

Monsieur Schricke, à part applaudir les commentaires des autres, vous avez une réelle opinion, à part de sans cesse vanter les mérites du nucléaires et cracher sur les EnR?
Je remarque d'ailleurs que vous ne répondez pas aux questions que l'on vous pose, que je prends la peine de vous remettre par écrit:
- quel est le coût prévu et fiabilisé (€/MWh) qui sortira de l'EPR de Flamanville?
- vous avez écrit - dans un de vos précédents post - la pertinence de lancer la construction de plusieurs EPR "en série" pour diviser le coût de construction et donc de production de ces nouveaux réacteurs. Ainsi, pourriez-vous étayez cette affirmation? Et selon vos arguments étayés, à quel coût l'électron sortira d'hypothétiques nouvaux EPR "pas cher"? Sachant encore une fois, que l'histoire a prouvé que le coût de construction au MW des 58 réacteurs français n'a pas cessé d'augmenter, alors comment pouvoir espérer une division par 2 ou 3 en seulement quelques unités?
- Dernière question: pensez-vous que l'énergie nucléaire soit adaptée aux crises sanitaires, sociales, environnementales, économiques qui sont devant nous, autrement dit, est-ce que l'énergie nucléaire est suffisamment résiliente face aux crises à venir ? En effet, une centrale ne peut pas se permettre de baisser son niveau de sureté, et doit donc maintenir ses salariés et ses SOUS-TRAITANTS (nombreux..) dans des conditions de travail optimales, quelque soit la situation. Est-ce que c'est bien le cas actuellement selon vous ? Vu certains articles, cela ne semble déjà pas le cas en France (je n'imagine pas dans d'autres pays qui sont tous moins bons que nous évidemment...), et est-ce que cela sera le cas dans l'avenir? En France, et y compris dans les autres pays? Quelles analyses et prospectives existent sur ces sujets? Est-ce qu'un covid associé à une tempête Lothar ou Klaus par exemple serait supportable, le tout dans un contexte "gilet jaune" ?
Merci
PS/ je ne suis pas un idolâtre des EnR contrairement à vous avec le nucléaire, je pense seulement qu'il faut être réaliste face aux enjeux de chaque mode de production et que critiquer à tout va les EnR comme vous le faites (alors qu'elles ont largement moins d'enjeux que le nucléaire du fait de leur simplicité) relève purement de l'inconscience et de l'adoration béate.

Rochain

Pourquoi ? Parce que cela ne suffit pas parce que si on ne transfert pas 100% de l’énergie de la turbine il faut la diminuer d’autant, et vous le savez très bien. Mais nous n’allons pas revenir une nième fois sur la question car ce n’est pas ce que je vous demandais. Et plutôt que de répondre à une question claire, vous préférez la jouer sur le registre « vous n’y connaissez rien », mais le grand expert en électricité que vous êtes n’avais pas vu venir la réponse des millions de moteurs d’utilisateurs du réseau dont la masselotte inertielle totale est bien supérieure à ces des quelques 58 (avant) alternateurs « nucléaires » de l’EDF. Alors vous en avez fait des gorges chaudes voulant entrainer votre publique derrière vous. Mais la gifle en retour quand je vous ai donné les références de l’Ingénieur de l’EDF qui reconnaissait leur importance n’a été suivi que d’un silence … pudique ? Gêné ? Le grand expert n’avait pas compris l’importance de ces participants à l’équilibre de la phase du réseau ??!!
Finalement plutôt qu’admettre que plus de la moitié des réacteurs nucléaires du parc français n’était pas en mesure de participer au suivi de charge, vous avez tout au long de cette tentative de dialogue esquiver la réponse, vous avez préféré la jouer à l’expert devant le « naïf » qui ne comprend rien aux problèmes d’électricité pour tenter de faire déconsidérer son opinion, …. comme si c’était le sujet.
Ce naïf qui vous tend une autre perche (ou traquenard) dans lequel vous plongez avec le « 1GW en une heure, c’est le 0 à 100% de la puissance du réacteur »…. Ce serait vrai si le relevé RTE du 29-4 sur lequel cette mesure a été prise était celle d’un seul réacteur, en effet, ce serait une belle preuve de la bonne adéquation du nucléaire au suivi de charge, mais ce que montre RTE c’est ce que produit et module l’ensemble du parc ! Peut –être 40 réacteurs en fonctionnement ce jour-là, et donc l’efficacité vos 100% en 1 heure vous pouvez la diviser par 40, et c’est beaucoup moins glorieux et exactement l’image minable de la capacité du nucléaire à assurer le suivi de charge qui est presque exclusivement du ressort de l’hydraulique.
Vous avez voulu finasser d’un bout à l’autre de cette « conversation » sur la capacité (incapacité) du nucléaire à assurer le suivi de charge en ramenant en permanence vos arguments sur « vous n’y connaissez rien en électricité » mais sans jamais répondre à l’unique question intéressante ; Les 34 réacteurs de 900 MW sont-ils capables de participer à cette équilibre du réseau ?
Il m’apparait clair qu’ils ne le sont pas, mais cela vous aurait arraché le foie de le reconnaitre, la peur de passer pour un traitre aux yeux des nucléocrates qui s’évertuent à mettre en permanence ce supposé avantage du nucléaire sur les productions variables. Cette production constante qui est un véritable boulet face à la variabilité naturelle du besoin et qui a été lissée spécialement pour s’adapter à la linéarité du nucléaire. Un inconvénient toujours présenté comme un avantage, le mensonge depuis le début du nucléaire.
Adieu Monsieur Fluchère restez sur l’enfouissement de vos mensonges, et les vaches seront bien gardées, nous sommes enfin bien d'accords.

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