Nucléaire : le choc d'une production qui s'effondre
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La production d'électricité nucléaire d'EDF va tomber à un niveau jamais vu depuis le début des années 1990. Des problèmes de corrosion inattendus s'ajoutent à des durées d'arrêt en hausse régulière. Enquête sur un parc à la productivité en berne.
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C'est la première raison avancée par l'Etat pour venir au secours d'EDF, via une augmentation de capital. La production d'électricité nucléaire va connaître une chute spectaculaire cette année, pour tomber entre 295 à 315 térawattheures (TWh). Un niveau jamais atteint depuis le début des années 1990.
Elle sera inférieure à celle de 2020 (335,5 TWh), pourtant marquée par des retards de chantiers et une demande d'électricité en berne, du fait du Covid. Ce recul va amputer l'excédent brut d'exploitation (Ebitda) d'EDF de 11 milliards d'euros en 2022.
Elles sont loin les années 2002-2015, quand la production du parc nucléaire dépassait allègrement les 400 TWh (sauf en 2009 du fait d'une grève). Ce seuil n'a plus été franchi depuis. A quoi tient cet affaissement ?
Il y a d'abord la crise actuelle. Tout débute en octobre, lors d'une visite décennale sur le réacteur de Civaux-1 (Vienne). Un contrôle par ultrasons indique la présence potentielle d'une corrosion sur le coude d'un circuit d'injection de sécurité relié au circuit primaire du réacteur. L'endroit est tout sauf anodin. En cas de fuite, le circuit permet d'injecter de l'eau borée pour refroidir le coeur du réacteur de 1 450 MW.
En décembre, l'inquiétude monte d'un cran. Une découpe de la tuyauterie donne des résultats inattendus. Il ne s'agit pas d'une corrosion par fatigue thermique mais d'une corrosion sous contrainte*. La différence ? Dans le premier cas, on sait anticiper l'évolution du phénomène. Mais pas dans le second.
Selon nos informations, des fissures sont présentes sur toute la circonférence du coude à Civaux-1. Situées à proximité des soudures, elles atteignent une profondeur allant jusqu'à 5,6 mm en leur point le plus profond, sur un coude de 3 cm d'épaisseur. Sur le réacteur de 1 300 MW de Penly-1, les fissures sont moins spectaculaires. Elles n'apparaissent qu'en trois points et atteignent 2,18 mm de profondeur au maximum.
Samedi, le réacteur numéro 3 de la centrale de Chinon (Indre-et-Loire) a été stoppé pour examiner la présence éventuelle de ce type de problème. Il sera suivi par le réacteur 3 de celle de Cattenom (Moselle) le 26 mars, et le réacteur 4 de la centrale du Bugey (Ain) le 9 avril.
EDF va inspecter l'ensemble du parc. Mais certains réacteurs vont servir de référence et donner lieu à des contrôles de grande ampleur. Il s'agit de Civaux-1 pour la famille 1 450 MW, Penly-1 et Golftech-1 pour celle des 1 300 MW et Chinon-3 et Fessenheim-2 pour les 900 MW.
« L'idée, c'est de recueillir le plus d'informations possible pour démontrer que l'on peut dédouaner certaines tranches, même s'il y a des indications potentielles de corrosion sous contrainte. Pour cela, il faut faire des calculs poussés et les valider par des mesures imposant un contrôle destructif. L'ASN tranchera ensuite », explique Frédérik Jobert, directeur associé en charge du nucléaire chez BCG.
Cette inspection intervient alors que le COVID a bouleversé le planning des arrêts des réacteurs. En 2023, 44 arrêts sont prévus, dont 6 pour visite décennale. Déjà visible voilà vingt ans, la différence de productivité entre le parc français et américain s'est accentuée. En 2021, le premier a produit à 67 % de sa capacité, contre 88,7 % pour le second, selon les statistiques de l'EIA disponibles sur les onze premiers mois de l'année. Un écart de plus de 21 points. Comment en est-on arrivé là ?
Plusieurs facteurs peuvent être avancés. Dans sa conception même, le parc nucléaire français a d'abord été standardisé à l'extrême, ce qui a généré des économies d'échelle et réduit les coûts de production. Le revers de la médaille, c'est qu'un défaut peut vite devenir générique. Autrement dit se retrouver sur tous les réacteurs de la même famille. Cela crée un « effet falaise » sur la production et pousse l'autorité de sûreté à se montrer plus stricte que dans les autres pays.
La taille du parc (61,3 GW de capacité) et la forte concentration de réacteurs par site (56 tranches pour 18 sites) complexifient ensuite la maintenance industrielle de l'ensemble. « Les campagnes d'arrêt sont un peu comme un château de cartes. Dès qu'un ou deux arrêts prennent du retard, le château s'effondre », explique un ancien cadre d'EDF. La mutualisation des ressources humaines et des équipements complique en effet vite l'exercice. L'électricien possède par exemple 5 à 6 machines d'inspection de cuves du réacteur pour l'ensemble du parc. Sur un site quatre tranches, il y a des équipes d'arrêt pour chaque réacteur, mais il y a aussi un pool commun.
Si l'arrêt de la tranche 1 dérape, elles ne peuvent pas préparer comme il faut celui de la tranche 3. « Au lieu d'avoir neuf mois en amont pour faire les plans, commander les pièces, répéter les enchaînements, passer les contrats, on le fait en cinq mois parce qu'il a fallu sortir l'arrêt d'avant. Du coup, on démarre avec dès le départ un arrêt mal préparé, qui va avoir du mal à tenir le planning », explique un professionnel.
La taille du parc nucléaire et son poids dans la production d'électricité de la France (70,6 % en 2019) imposent également un suivi de charge. Autrement dit, une modulation de la production nucléaire en fonction de la demande.
Cette pratique, qui existait dès le début des années 2000, du fait du surdimensionnement du parc, s'est accentuée à partir de 2015, avec l'essor des énergies vertes. Il faut gérer en permanence l'intermittence de la production éolienne et solaire et son impact sur les prix. « En 2020, c'est le parc nucléaire qui a absorbé la baisse de la demande d'électricité liée à la crise du COVID », explique-t-on chez EDF.
Cette modulation fragilise les équipements, ce qui réduit d'environ 2 points la disponibilité des réacteurs. En comparaison, le nucléaire américain représente environ 20 % de la production d'électricité du pays. Un poids limité, qui lui permet de fonctionner constamment à plein régime, sans avoir à s'adapter aux fluctuations de la demande.
Le cycle d'utilisation du combustible d'une centrale est aussi plus court en France (de 12 à 18 mois selon les familles de réacteurs, au lieu de 18 à 24 mois aux Etats-Unis). Une spécificité qui pèse sur la productivité du parc et complique la gestion des arrêts.
La réglementation de sûreté a aussi un impact considérable. Au sein d'EDF, on considère qu'il s'agit du facteur le plus important. En France, tout comme dans le reste de l'Europe, les autorités imposent une amélioration continue de la sûreté des centrales, afin de se rapprocher de l'état de l'art en la matière, alors qu'aux Etats-Unis, l'idée est plutôt de maintenir le niveau de sûreté exigé lors du démarrage de la centrale, en dépit du vieillissement des sites. Autrement dit, à trente ans, une centrale française doit être plus sûre qu'à vingt ans.
L'augmentation de la charge de travail qui en découle est visible dans les chiffres. Entre 2005 et 2020, la durée moyenne normative d'un arrêt pour rechargement de combustible est passée de 37 à 40 jours, la visite partielle avec maintenance de 55 à 85 jours et la visite décennale de 100 à 180 jours. « Le ressenti des équipes, c'est que le travail s'est alourdi. Il y a de plus en plus de procédures et de papiers à remplir », constate Jean-Marc Aillaud, délégué syndical central FO chez EDF. « On a parfois des techniciens et des ingénieurs qui rejoignent et quittent EDF assez vite. Ils étaient venus pour toucher les machines et ils font du papier à 80 % du temps », confirme Alain Coly, secrétaire syndical central CFDT chez EDF.
En janvier 2006, la publication de l'arrêté ESPN (équipements sous pression nucléaire) a été un marqueur historique. « Auparavant, il suffisait à l'industriel de se conformer au code professionnel ad hoc pour être conforme. Avec l'arrêté ESPN, il doit démontrer qu'il a bien conçu son équipement, c'est-à-dire analyser ses procédés de fabrication, les défauts susceptibles d'être générés par ces procédés et les moyens de les contrôler et de les corriger », explique Julien Collet, directeur général adjoint de l'ASN.
La désindustrialisation de la France a aussi pesé sur la performance du parc, avec des commandes passées à un tissu industriel qui n'était plus forcément capable d'y répondre lorsque les stocks de pièces étaient épuisés. Même chose pour une mise en Bourse en 2005, qui s'est traduite par une baisse d'investissements, une disponibilité en hausse, avant que le retour de bâton n'intervienne quelques années plus tard.
Il y a enfin le facteur culturel. Chez EDF, les équipes travaillent en 2/8 (à l'exception de la salle de commande) contre 2/12 aux Etats-Unis. Il n'y a pas de récompense en cas d'objectifs atteints, mais pas non plus de sanctions en cas d'échecs. « La culture interne valorise plutôt l'expert technique, dont la présence est requise dans plusieurs comités, que le chef d'arrêt, qui tient les délais qu'il a annoncés. Lors d'un arrêt, l'essentiel, c'est de ne pas être le dernier sur les délais, mais disons avant-dernier », raconte un professionnel. Lors du lancement du plan Génération 420 en 2015, visant à atteindre une production de 420 TWh, « les objectifs n'ont jamais été jugés crédibles par les équipes », explique un salarié.
Bilan des courses ? Les arrêts s'étirent en longueur. « En 2019, EDF a eu en moyenne 44 % de jours d'arrêts complets en plus qu'initialement planifié au premier jour de l'arrêt », explique Mycle Schneider, expert indépendant et coordinateur du World Nuclear Industry Status Report.
Aujourd'hui, la crise actuelle donne un nouveau coup de massue à une production nucléaire en recul tendanciel. « Avec les capacités pilotables actuelles, on ne pourrait plus passer un hiver comme celui de 2012, sans coupures d'électricité tournantes », estime Virginie Neumayer, représentante syndicale CGT chez EDF. Du fait du danger, les prix spot se sont envolés en janvier février, mais la météo s'est finalement avérée très clémente. « Emmanuel Macron a eu de la chance car, en cas de délestage, on lui aurait fait porter le chapeau », estime un observateur du marché.
Pour autant, les prix de livraison pour 2023 sont désormais sensiblement plus élevés en France qu'en Allemagne, alors qu'on s'attendait à l'inverse, avec la fermeture des dernières centrales allemandes. « Nous avons les prix de gros les plus chers d'Europe en ce moment. On est en train de payer ce qui se disait depuis des années. En France, on est à risque, parce qu'on a une trop forte dépendance au nucléaire », songe un observateur du marché.
Cette crise intervient dans un climat très pesant. Les salariés d'EDF se sentent martyrisés par des gouvernements qui ont enchaîné les virages sur le nucléaire, pour finir par les forcer à céder plus de production à leurs concurrents tout en les empêchant d'augmenter leurs prix. « A force de lester le navire EDF d'injonctions contradictoires mortifères, l'Etat va finir par le couler », alerte Alexandre Grillat, représentant CFE-CGC chez EDF.
En face, les traders ne comprennent pas l'incapacité d'EDF à tenir ses plannings d'arrêt alors que c'est le cas de ses homologues. Le marché français est un enfer pour eux. « Le nucléaire est un sujet complexe. Du coup, dès que l'on creuse le sujet, on vous dit très vite : non mais là c'est compliqué, tu ne peux pas comprendre », explique Emeric de Vigan, président de la société d'analyse de données COR-e et ancien trader. Des problèmes techniques, un secteur complexe, des frustrations et des questions de confiance… Beaucoup d'ingrédients sont réunis pour un futur énergétique compliqué pour les Français.
*Une corrosion sous contrainte résulte de l'action conjuguée d'une contrainte mécanique et d'un milieu agressif (ici de l'eau chargée en bore et additifs chimiques).