La production d’électricité d’origine nucléaire
  • Production
  • Indisponibilité du parc nucléaire

    Une production nucléaire en légère baisse


    Avec 63,1 GW la capacité de production nucléaire reste stable. Elle représente près de 47% de la capacité totale française (135,3 GW). La production nucléaire sur l’année est en baisse de 3,5% (13,7 TWh). Elle représente 70,6% de la production totale d’électricité en France; ce qui correspond au taux le plus faible depuis 1989. La baisse de la production d’origine nucléaire s’explique essentiellement par une moins bonne disponibilité des centrales.

    Focus

    Pour mieux comprendre

    Une indisponibilité du parc nucléaire en hausse


    En 2019, la disponibilité moyenne du parc nucléaire est en légère baisse et atteint 45,4 GW contre 46,8 GW en 2018.

     

    Focus

    Les indisponibilités nucléaires en 2019

    En France, la production d’électricité repose très largement sur l’électricité d’origine nucléaire (plus de 70% de la production totale en 2019). Cette caractéristique entraîne des spécificités en matière d’exploitation du système électrique, dont une forte dépendance aux performances du parc nucléaire. Hormis les indisponibilités techniques ou réglementaires, le nucléaire est un moyen de production dit « de base », qui produit donc toute l’année une quantité d’électricité relativement stable.

    Depuis 2015, le règlement européen transparence stipule que tout producteur et pour toute technologie de centrale, a l’obligation de publier une indisponibilité de production supérieure à 100 MW, dès qu’elle est connue ou programmée jusqu’à trois ans en amont.

    En France, les centrales nucléaires sont conçues pour être exploitées pendant au moins 40 ans. Pendant cette période, la maintenance est organisée avec des arrêts réguliers des tranches. Deux types d’indisponibilité sont déclarés sur la plateforme européenne transparence.

    Programmées :

    Tous les 12 ou 18 mois environ selon le palier technique, chaque réacteur est arrêté pendant un mois environ pour recharger en combustible une partie du cœur du réacteur ou pendant plusieurs mois pour effectuer un rechargement complété par des travaux de maintenance plus lourde. Par ailleurs, tous les dix ans, une inspection décennale détaillée et complète du réacteur est effectuée, en particulier des principaux composants (cuve, circuit primaire, générateurs de vapeur, enceinte de confinement…).

    L’exploitant veille à programmer au maximum ces arrêts en dehors de l’hiver, mais compte tenu de la capacité importante du parc et d’un jeu important de contraintes (réglementaires ou industrielles notamment) celui-ci est contraint de foisonner les arrêts dans l’année et d’en programmer certains en hiver.

    La durée initiale d’une indisponibilité programmée est susceptible d’être ajustée, souvent à la hausse, en fonction de complications ou d’évènements apparus durant l’indisponibilité. Des indisponibilités programmées peuvent aussi consister à déclarer momentanément une baisse de la puissance maximale disponible (typiquement au retour d’un arrêt long lorsque la montée de charge s’étend sur plusieurs jours).

     

    Fortuites :

    Elles font généralement suite à une panne technique, ou à une contrainte réglementaire qui oblige la diminution de puissance ou même l’arrêt du réacteur concerné.

    Dans ce contexte, l’équilibre offre-demande (principalement en hiver) peut être contraint par le planning de maintenance des centrales nucléaires décidé par l’exploitant, mais surtout par des arrêts de réacteurs non prévus, liés à la prolongation d’arrêts planifiés, à des conditions climatiques ou environnementales particulières, à des mouvements sociaux ou à des décisions prises par l’Autorité de Sureté nucléaire (ASN).

     

    Des indisponibilités en hausse en 2019

    En 2019, la disponibilité moyenne du parc nucléaire est en légère baisse et atteint 45,4 GW contre 46,8 GW en 2018.

    Sur le graphique ci-dessous, en gris : la plage d’indisponibilité constatée entre 2015 et 2018, en jaune l’indisponibilité nucléaire programmée constatée en 2019 et en rouge le volume d’indisponibilité fortuite toujours pour 2019.

    La part des indisponibilités déclarées comme programmées représente l’essentiel des indisponibilités totales. Elles sont naturellement plus élevées sur les mois les plus doux de l’année, afin d’assurer une meilleure disponibilité en hiver, lorsque la demande d’électricité est plus importante.

    Points marquants de l’année :

    18 au 21 janvier :

    Fin janvier, de nombreuses difficultés techniques affectent le parc nucléaire, dégradant fortement la disponibilité par rapport aux moyennes historiques. Cela a conduit à une situation de forte vigilance notamment pour l’alimentation de la partie Grand Ouest en France.


    24 et 25 juillet :

    Le 24 et le 25 juillet, dans le cadre du second épisode de canicule, six centrales nucléaires baissent leur puissance pour respecter les contraintes environnementales. (SAINT-ALBAN, BUGEY, DAMPIERRE, GOLFECH, TRICASTIN et BLAYAIS)
    Rte a montré, lors du premier retour d’expérience sur les épisodes caniculaires, que toutes les filières de production (nucléaire, hydraulique, éolien, solaire, gaz) étaient affectées à la baisse lors des périodes de canicule. Ceci est le cas pour les centrales nucléaires : l’exploitant peut en effet être contraint par la réglementation environnementale d’arrêter ou de diminuer la production de certains sites pour respecter les limites de température de l’eau des fleuves. Dans le fonctionnement d’une centrale nucléaire en bord de fleuve, l’eau de celui-ci est en effet utilisée pour refroidir la vapeur du circuit secondaire qui alimente les turbines, avant d’être rejetée dans le fleuve (dans le cas où la centrale n’est pas équipée de tour aéro-réfrigérante). Cette eau ne doit pas dépasser une certaine température pour ne pas modifier l’équilibre environnemental du fleuve. Par ailleurs, le prélèvement en eau peut être contraint par des débits minimums. Chaque centrale dispose donc de limites particulières liées aux spécificités géographiques, techniques ou environnementales.
    A noter qu’en 2018, quatre réacteurs en bord de Rhône avaient ainsi dû être arrêtés pour une courte période.

    11 novembre :

    Un tremblement de terre d’une magnitude de 5,4 sur l’échelle de Richter survient en Ardèche dans les environs de la ville du Teil.
    Suite au tremblement de terre, la centrale de CRUAS interrompt pour contrôles la production des réacteurs 2,3 et 4. Cet arrêt représente une perte de disponibilité de 2 700 MW de production.
    L’arrêt des groupes correspond à une procédure classique afin que l’exploitant puisse effectuer un audit approfondi des conséquences d’un tel tremblement de terre.

    Mois de décembre :

    Le mois de décembre 2019 connait une forte indisponibilité qui progresse en moyenne de 6 GW par rapport à la moyenne des quatre dernières années.

    Malgré un retour la seconde semaine de décembre de trois des groupes de CRUAS, décembre est marqué par une période de grève et des difficultés techniques sur plusieurs groupes nucléaires.

    De nombreuses fins d’arrêts pour maintenance sont repoussées à 2020, dépassant les dates de remise en marche initiales.

    Conformément aux éléments rendus public dans le cadre des analyses complémentaires au Bilan prévisionnel 2018 et à l’analyse prévisionnelle de l’hiver 2019-2020, un risque d’écroulement de tension dans le quart Nord-Ouest existe. En cas d’absence de moyen de production locaux suffisant, le transport longue-distance a pour effet d’entraîner une chute de tension qui peut être marquée si la consommation de cette zone est élevée.
    RTE reste particulièrement attentif pour cet hiver 2019-2020, à la disponibilité de l’ensemble des moyens de production qui permettent de maîtriser le risque d’écroulement de la tension et en particulier au planning retardé des retours des groupes de Flamanville.

     

    Pour mieux comprendre