Facteur de charge d’une centrale nucléaire

Avez-vous des infos sur le facteur de charge réaliste d’une centrale nucléaire? J’ai en tête 80%, est-ce correct?
Quand on prend le parc installé et la production 2019, le fc serait beaucoup plus faible… pourtant le coût marginal du nucléaire étant très faible, on pourrait s’attendre à ce que le parc français tourne autant que possible (je crois qu’on réduit volontairement la production mais je ne suis pas sûr de comprendre pourquoi, j’imagine que les périodes de 0 production de gaz ou de charbon au niveau européen sont extrêmement limitées…?)
Merci!

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Il y a en effet une marge au niveau européen pour pouvoir augmenter la charge en cas de gros problème de type déconnexion d’une centrale majeure. Mais je ne sais plus ce que ça représente exactement. Une vidéo intéressante a été relayée là :
Comment fonctionne le marché de l’électricité européen, import et export?

Le facteur de charge d’une centrale nucléaire peut dépasser les 90%… mais pas en France.
C’est le cas par exemple de certaines centrales US où elles fonctionnent en base. Leur taux de pénétration étant très élevé en France, elles sont obligées de faire du suivi de charge pour s’adapter à la consommation (aux US, ce rôle est dévolue à des centrales fossiles).
Le facteur de charge des centrales françaises est aujourd’hui à la baisse car en plus de devoir suivre la charge elles doivent aussi s’effacer devant les EnR intermittentes qui sont prioritaires sur le réseau.
Au niveau européen, si le taux de pénétration du nucléaire est moindre, il y a au moins deux facteurs qui limite sa production : 1) les capacités d’échange limitées, qui ne permettent pas par exemple d’envoyer toute la puissance du nucléaire français pour se substituer au charbon polonais et 2) la préférence à une production nationale (par exemple, on peut préférer générer du PIB chez sois en brulant du charbon plutôt que d’acheter de l’électricité nucléaire bas carbone à son voisin).

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Plusieurs facteurs entrent en ligne de compte pour définir le rapport existant entre la production réelle annuelle par exemple d’une centrale nucléaire et sa puissance installée.

En premier lieu son coefficient de disponibilité Kd (calculé à l’échelle d’une centrale, d’un site et du parc) et son coefficient d’utilisation Ku (qui peut aussi être une donnée calculée au niveau d’une centrale, d’un site ou du parc). Le produit des deux coefficients donne un coefficient appelé coefficient de production Kp qui traduit alors le taux de production effective d’électricité (ou rapport existant entre la production annuelle en MWh et celle théorique exprimant un fonctionnement à pleine puissance pendant 8760 heures) que l’on identifie aussi dans le langage courant au « facteur de charge ».

Le coefficient de disponibilité Kd prend en compte les indisponibilités techniques des réacteurs (à la fois pour la maintenance, les essais, le rechargement en combustible aux échéances nécessaires -appelées aussi indisponibilités programmées-, mais aussi les avaries au niveau de la centrale, les mouvements sociaux avec baisse de production, les prolongations d’arrêts -appelées aussi indisponibilités fortuites- ou les contraintes environnementales en vue par exemple de limiter les rejets thermiques dans les cours d’eau).

Le coefficient Ku reflète lui l’utilisation faite pour les besoins de l’équilibre production - consommation, la centrale est donc disponible (1-Kd), mais l’énergie qu’elle peut produire n’est pas utilisée par le réseau (soit parce que la demande est plus faible, ou en cas d’avarie du réseau de transport).

Le coût marginal de production d’une centrale nucléaire est très voisin du coût d’utilisation du combustible - les charges fixes pour l’amortissement, pour la maintenance ou l’exploitation étant peu influencées par le fait que la centrale produise ou non-, il est de l’ordre de 3 euros par MWh. Ce coût définit l’ordre de préséance dans l’empilement des moyens de production au regard de la consommation prévisionnelle, les énergies dites « fatales » y sont empilées en premier lieu (hydroélectricité au fil de l’eau, énergies éoliennes, photovoltaïques, hydroélectricité en soutien d’étiage des fleuves….), puis viennent ensuite les capacités pilotables du nucléaire, de la biomasse, du gaz, du charbon et des moyens de pointe (turbines à gaz). L’hydroélectricité bien qu’à coût marginal nul (sauf en cas de contrainte imposée par exemple en saison touristique sur les niveaux de retenues de barrage) est plutôt utilisé en moyen de pointe ou de bouclage en raison de la rapidité de réponse aux pics de consommation ou aux indisponibilités fortuites de moyens thermiques. On conçoit donc aisément qu’en période de faible consommation (ce qui a été le cas au premier confinement du printemps 2020), le parc nucléaire soit sollicité (étant le moyen marginal - au plus haut de l’empilement-) pour suivre les creux et les pics journaliers de consommation (mais aussi l’effacement ou la mise en production des moyens intermittents). Partant d’une énergie utilisable définie à priori pour chaque réacteur (épuisement du combustible entre deux rechargements), la sous-utilisation subie dans ces contextes conduit au décalage des dates de mise à l’arrêt pour renouvellement du combustible (1/3 de cœur), décalages qui peuvent conduire aux indisponibilités « programmées » alors que les moyens auraient été nécessaires (hiver). Ceci a conduit parfois l’exploitant à mettre à l’arrêt des moyens à priori disponibles pour décaler davantage les échéances de renouvellement (sauts d’hiver) et donc diminuer d’autant le facteur de charge.

Notons également que les moyens de production pilotables ne sont pas nécessairement utilisés à 100% de leur capacité. Pour les réacteurs nucléaires, il existe généralement une marge de l’ordre de 0,4% (fonctionnement à la puissance maximale de 99,6%) destinée au réglage instantanée de la fréquence du réseau (mobilisée en cas par exemple de perte d’un groupe de production sur le réseau interconnecté européen).

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Merci pour tous ces éléments!!
@Patrick.D : je rebondis sur le chiffre de 3€ / MWh que tu cites : je suis en train de lire le rapport RTE sur l’électromobilité, il y est question du coût marginal du nucléaire et le chiffre indiqué est de 5 à 10€ / MWh. Sais-tu d’où vient cet écart?

Bonjour Arnaud,

Tu as sûrement raison, dans le coût marginal, RTE ne compte pas que le combustible mais aussi les services système qui sont rémunérés au producteur. Mon chiffre date aussi. Par ailleurs, il faut avoir en tête que le coût marginal est aussi un artifice pour classer les moyens de production. On peut ainsi le moduler pour renchérir temporairement un moyen de production pour éviter de le solliciter (exemple un barrage que l’on ne veut pas vider, ou une centrale que l’on veut laisser à l’arrêt pour la conserver en période hiver….)

Cordialement

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