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Grand froid : mais que font les centrales électriques

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Ce jeudi comme toute cette semaine, la France enneigée flirtera avec les limites de ce qu’elle peut importer pour éviter la coupure électrique. Une audition publique a eu lieu à l’Assemblée nationale hier.

Grand froid : mais que font les centrales électriques © Enel

Cet hiver, la France à la foisonnante énergie nucléaire est à la peine. Il se pourrait bien qu’elle doive massivement importer du courant de ses voisins (elle l’a fait toute cette semaine) et procéder à des délestages. Pourquoi ? Des réponses ont été apportées à l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques lors d’une audition publique hier.

Pourquoi tant de centrales nucléaires sont-elles arrêtées cet hiver ?

Sur 58 réacteurs, 15 étaient à l’arrêt le 10 novembre, 8 l’étaient le 15 décembre, et 4 le seront en janvier, a détaillé Henri Proglio, le nouveau président d’EDF. Une performance particulièrement médiocre : en 2008, le nombre de réacteurs arrêtés à ces trois périodes était respectivement de 10, de 6 et  de 1. La puissance maximale du parc nucléaire se situant à 63,3 GW, huit réacteurs arrêtés représentent au moins 7,2 GW non disponibles. Or la pointe de consommation s'est élevé à 89 GW, et avoisinnera les 91 GW aujourd'hui. Les 35,6 GW manquants devront être comblés par des moyens de production autres que le nucléaire. L'hydraulique peut assurer 25,4 GW et le thermique 24,6 GW en théorie, mais tout point de disponibilité nucléaire en moins tend de manière considérable le réseau. Si de manière optimale, le parc a un coefficient de disponibilité de 85%, ce taux est ainsi tombé à 78% cette année du fait des arrêts prolongés . Comment les expliquer ?

La faute aux grèves.  Des mouvements sociaux ont perturbé les arrêts de tranche des centrales, prolongeant ceux de l'été, et repoussant à l'hiver certains prévus cet été. Philippe Torrion, un dirigeant d’EDF, admet que cette grève a représenté un manque à produire de 38 TWh (environ 80 millions d'euros de manque à gagner). « Il ne faut pas exagérer l’importance des conflits sociaux. Le sujet est en voie d’être réglé », a tempéré Henri Proglio.

La faute à la direction des achats. « Ils ne comprennent pas que le moins cher n,’est pas forcément le mieux, à la direction des achats », maugrée un responsable non identifié dans la cohue venue s’installer pour répondre aux questions de l’Office parlementaire. « Le commercial a-t-il pris le pouvoir sur l’ingénieur ?», interroge à plus tard Geneviève Fiorasso, députée de l’Isère (PS). En cause, la pratique devenue courante de "saucissonner" les opérations de maintenance en appels d'offres, souvent remportés par les moins-disants.

« On joue à qui veut perdre des millions », lance le député Claude Birraux (UMP) en marge de l’audition. « Pour gagner trois francs six sous », en faisant appel aux offres les moins coûteuses "on perd un million d’euros par jour d'arrêt supplémentaire". L’organisation des chantiers fait en particulier grincer les dents des députés Claude Birraux et Jean-Yves Le Déaut (PS), mais aussi celles du patron d’EDF. "Il faut qu'EDF externalise les arrêts de tranche, même si la CGT dit le contraire", estime pour sa part le député de la Manche Claude Gatignol. "Un arrêt de tranche, ce sont 1500 personnes et une centaine de sociétés qui débarquent. Ce sont des dizaines de milliers d'opérations de remplacement et de vérifications à faire, dans la plomberie ou l'électronique. Si vous mettez des gens qui ne sont jamais rentrés dans une centrale et ne maîtrisent pas les bons gestes parce qu'ils coûtent moins cher, un management flou où l'on ne sait plus si les vannes ont été vérifiées ou non, on perd du temps".

La faute au manque de composants. Un problème de disponibilité des équipements lourds s’est également posé, alors qu'alternateurs et transformateurs du parc doivent être remplacés. " On a 30 ou 40 générateurs de vapeur à changer sur le parc (chaque réacteur en compte 3, NDLR). Ils pourraient le faire d'avance... Mais non! Ils le font un par un !" s'insurge Claude Gatignol. Si la cadence de fabication des générateurs de vapeur est accélérée en 2005, le produit fini n'arrive... qu'en 2010. De même, seuls cinq à six bobinages d'alternateurs peuvent être fabriqués par Alstom en un an. Impossible d'aller plus vite. Du coup, les problèmes de maintenance sur du matériel vieilli se multiplient. "On a péché collectivement par manque d'anticipation" a reconnu Henri Proglio." Des investissements pour que l'ensemble soit plus efficace sont en cours, avec des achats préventifs et un ciblage des besoins sensibles", a-t-il conclu.

« On a oublié que certains éléments échappent au contrôle européen, et dépendent de fournisseurs asiatiques exclusifs », a ajouté EDF. Les gros composants forgés tels que la cuve du réacteur, les alternateurs et notamment le rotor ne sont pas fabriqués par des milliers d’usines : GSW au Japon est par exemple un fournisseur exclusif.

La faute au manque de personnel qualifié. "Il faut une filière française qui permette la maintenance lourde et la construction de nouvelles centrales", souligne dès lors Dominique Minière, directeur adjoint de la division "production nucléaire" au secteur production ingénierie d'EDF. Or l'industrie fait face à une pénurie d'hommes et de compétences. "Le nucléaire n'a pas toujours bénéficié de la réputation qu'il a aujourd'hui. Nous manquons de gens formés. Pour l'exploitation, il faut 2 à 3 ans de formation, quant à l'ingénierie des grands projets ou la rénovation, elle est réservée aux ingénieurs de 15 à 20 ans de métier." Des ressources rares. "Le marché de ces compétences est très tendu" : les personnels qualifiés du CEA, de l'ASN ou de l'IRSN passent souvent côté Areva, EDF, ou grands fournisseurs de composants tels qu'Alstom.

La faute au manque d’investissement. « A l’origine, il existe une problématique d’investissement », a reconnu Henri Proglio, avant d'affirmer sa "priorité abolue à l'industrie".  'Il faut répondre aux contraintes immédiates", a-t-il assuré. "Le monde d'aujourd'hui est dominé par la finance. Il faut beaucoup d'efforts et détermination pour faire primer l'industrie sur la finance", a-t-il ajouté. La France mettra deux ou trois années avant avant de revenir à des coefficients de disponibilité plus performants de son parc nucléaire, prévient Dominique Minière.

La faute aux aléas techniques. "Un transfo peut péter, une pompe peut péter..." signale le député Claude Gatignol. L'industrie est soumise aux pannes inopinées. A Flamanville, la centrale a eu tout récemment deux réacteurs arrêtés au même moment. Un des deux réacteurs de 900 MW a en effet été la cible d’un imprévu. Précisément, une fuite d’hydrogène. "L'alternateur fonctionne en milieu hydrogène, la plus petite molécule et la plus volatile : un joint a lâché. Il faut alors tout arrêter, tout démonter, ouvrir l'axe..." , détaille Claude Gatignol, par ailleurs président du groupe Energies de l'Assemblée nationale et vice-président de l'OPECST. Bilan : trois semaines d'arrêt supplémentaires du réacteur. Soit... 21 millions d'euros de manque à gagner pour EDF.

Les aléas sont également souvent climatiques. Dernier en date, celui de Cruas : les branchages charriés par le Rhône ont bouché deux entrées d’eau et nécessité l’arrêt d’une tranche pendant une demi-journée. Soit… 500.000 euros de manque à gagner pour EDF. Cette dépendance aux simples crues de fleuve peut sembler surréaliste. Mais le débit rend moins aisée la prévention de tels aléas, explique Claude Gatignol : à 40 mètres cubes d'eau par seconde, difficile d'empêcher toute obstruction.

Autre aléa technique dont ont souffert les centrales du Tricastin et de Gravelines cette année : des combustibles se coincent lorsque l'on ouvre la cuve. Trois incidents ont ainsi nécessité des arrêts inopinés de 7 semaines, puis 4, puis 2 pour réaliser des sauvetages de combustible suspendu au-dessus du coeur du réacteur. Soit 49 millions, puis 28 millions, puis 14 millions d'euros de manque à gagner pour EDF ! "Un outillage va être développé pour contrôler en temps réel le positionnement des combustibles", a néanmoins indiqué Dominique Minière. "Le problème sera réglé dans l'année", a-t-il assuré.
 
Combien la France peut-elle importer ?

Très précisément, la limite technique est de 9.000 MW. Une affaire de quantité de câbles disponibles, tout simplement. « Si notre réseau était une plaque de cuivre, nous n’aurions pas de risque de black-out : il y a des disponibilités en Europe », a expliqué Dominique Maillard, président de RTE. Restent les contraintes aux interconnexions frontalières : l’Europe n’est pas une plaque de cuivre, et les câbles ne peuvent pas transporter plus de courant que prévu par le dimenssionnement. Au-delà de 9 GWh, le réseau est congestionné et le transit impossible.

Pour l’instant l’Espagne a construit beaucoup d’éoliennes mais est obligée de les arrêter sous climat venté faute de débouchés ! Ainsi, le transit de puissance possible entre la France et l’Espagne n’est que de 500 MW. « Après 20 ans de palabres, le projet de liaison France-Espagne pour augmenter cette capacité transfrontalière de 1400 MW se concrétise enfin », souligne Dominique Maillard, « ce qui permet à chacun de regagner en liberté ».

Lundi, 4000 MW ont été importés du Royaume-Uni, 1200 de Belgique, 2300 d'Allemagne, 930 de Suisse, 100 d'Italie et 150 d'Espagne. Philippe de Ladoucette, de la Comission de régulation de l'énergie, a plaidé pour que les interconnections soient renforcées aux frontières. Quant aux délestages probables, il ne s'agira pas de coupures longues, assuré Philippe Guiard de la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC). "Quelques heures tout au plus". Des coupures "qui portent plus atteinte à l'amour-propre de certains industriels qu'au confort de leur client !", a-t-il estimé.
 

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