{"id":15136,"date":"2025-01-22T09:39:35","date_gmt":"2025-01-22T08:39:35","guid":{"rendered":"https:\/\/hayaenergy.com\/wind-record-generation-shut-down-of-edf-nuclear-assets\/"},"modified":"2025-07-10T12:28:35","modified_gmt":"2025-07-10T10:28:35","slug":"blog-production-eolienne-historique-arret-reacteurs-nucleaires-edf","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/fr\/blog-production-eolienne-historique-arret-reacteurs-nucleaires-edf\/","title":{"rendered":"Production \u00e9olienne historique et arr\u00eat des r\u00e9acteurs nucl\u00e9aires d’EDF"},"content":{"rendered":"

En novembre dernier, la France a connu une p\u00e9riode de dynamisme significatif dans le domaine de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, principalement due \u00e0 la variabilit\u00e9 de la production \u00e9olienne. Au cours de ce mois, les niveaux de production \u00e9olienne ont fluctu\u00e9 de mani\u00e8re consid\u00e9rable, impactant directement les prix du march\u00e9.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

Un des \u00e9v\u00e9nements les plus marquants s\u2019est produit lors du<\/span> passage de la temp\u00eate Bert, le 24 novembre<\/span><\/b>, lorsque, gr\u00e2ce \u00e0 des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques exceptionnelles, les \u00e9oliennes du territoire fran\u00e7ais ont atteint <\/span>une production record de 19,3 GW \u00e0 17h00.<\/span><\/b> De plus, ce pic de production s\u2019est produit un dimanche, jour o\u00f9 la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est g\u00e9n\u00e9ralement\u00a0plus faible. Une production \u00e9lev\u00e9e un jour de faible demande s\u2019est av\u00e9rait un d\u00e9fi pour le syst\u00e8me \u00e9lectrique.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

Dans ce contexte, comme c’est le cas dans d\u2019autres pays, la cons\u00e9quence attendue aurait \u00e9t\u00e9 des prix bas et m\u00eame des prix\u00a0n\u00e9gatifs. Cependant, ce week-end de novembre,<\/span> la disponibilit\u00e9 nucl\u00e9aire a chut\u00e9 de plus de 17 GW en seulement quelques heures<\/span><\/b>, pour ensuite augmenter de la m\u00eame quantit\u00e9, peu de temps apr\u00e8s. Ce type de flexibilit\u00e9 n\u2019est pas commun et constitue une gymnastique remarquable pour le syst\u00e8me \u00e9lectrique fran\u00e7ais.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

Dans cet article, nous analyserons les \u00e9v\u00e9nements du 24 novembre ; une journ\u00e9e qui, avec ses donn\u00e9es remarquables, marque une \u00e9tape cruciale dans le d\u00e9veloppement op\u00e9rationnel des acteurs du march\u00e9 fran\u00e7ais.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

Pour comprendre les enjeux qu\u2019une situation comme celle du 24 novembre repr\u00e9sente, rappelons que <\/span>le r\u00e9seau \u00e9lectrique doit maintenir un \u00e9quilibre presque absolu entre production et consommation en temps r\u00e9el.<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/p>\n

Du point de vue de la demande, \u00e9tant donn\u00e9 qu’il s’agissait d’un dimanche, une consommation \u00e9nerg\u00e9tique inf\u00e9rieure \u00e0 celle du reste de la semaine \u00e9tait attendue. La demande moyenne pr\u00e9visionnelle du lundi au vendredi, de cette m\u00eame semaine, \u00e9tait de 60,1 GW et celle du dimanche \u00e9tait de 50,0 GW. De plus, lors du pic de demande, la demande r\u00e9elle \u00e9tait de 4,3 GW inf\u00e9rieure \u00e0 la pr\u00e9vision r\u00e9alis\u00e9e la veille et de 1 GW inf\u00e9rieure \u00e0 l\u2019estimation de cette m\u00eame journ\u00e9e.<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Si nous nous penchons du c\u00f4t\u00e9 de la production, durant la semaine du 18 au 24 novembre, les trois principales sources de production qui ont domin\u00e9 le mix\u00a0\u00e9taient l\u2019\u00e9olien, l\u2019hydraulique et le nucl\u00e9aire (17 %, 10 % et 67 % respectivement), repr\u00e9sentant en moyenne 93 % de la production totale\u00a0:<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

\u00c9OLIEN <\/span><\/b>: Comme mentionn\u00e9 pr\u00e9c\u00e9demment, le mois de novembre 2024 a \u00e9t\u00e9 marqu\u00e9 par des fluctuations significatives de la production \u00e9olienne. Pendant cette p\u00e9riode, des pics maximaux de production \u00e9olienne ont \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9s le 19 (15,3 GW de moyenne journali\u00e8re) et 24 novembre (18,4 GW de moyenne journali\u00e8re). Cela est visible dans le graphique suivant qui repr\u00e9sente la production \u00e9olienne quotidienne de ce mois de novembre compar\u00e9e \u00e0 la production moyenne du reste du mois.<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Par <\/span>ailleurs<\/span>, une <\/span>r\u00e9partition<\/span> horaire<\/span> de la <\/span>production<\/span> \u00e9olienne<\/span> de ce <\/span>jour<\/span> est<\/span> re<\/span>pr\u00e9sent\u00e9e<\/span> dans<\/span> le <\/span>graphique<\/span> ci-dessous<\/span> permettant<\/span> de <\/span>voir<\/span> plus <\/span>clairement<\/span> comment<\/span> la <\/span>production<\/span> a <\/span>\u00e9volu\u00e9<\/span> au<\/span> fil d<\/span>e la <\/span>journ\u00e9e<\/span>.<\/span><\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

HYDRAULIQUE <\/span><\/b>: Le 24 novembre, <\/span>4,9 GW ont \u00e9t\u00e9 produits,<\/span><\/b> dont 3,9 GW provenant de l\u2019hydraulique au fil de l’eau (qui est rest\u00e9e pratiquement stable tout au long de la p\u00e9riode car peu modulable) et le restant (1 GW) provenait du pompage (dont la participation dans le mix a diminu\u00e9 par rapport aux jours pr\u00e9c\u00e9dents o\u00f9 les niveaux de production atteignaient jusqu’\u00e0 3 GW\/jour).<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

NUCL\u00c9AIRE<\/span><\/b> : La disponibilit\u00e9 attendue du parc nucl\u00e9aire en d\u00e9but de semaine \u00e9tait de 53 GW. Cependant, le 24 novembre, l<\/span>a capacit\u00e9 maximale disponible\u00a0a diminu\u00e9 \u00e0 48,3 GW.<\/span><\/b> Cela signifie qu’EDF a d\u00e9cid\u00e9 d’arr\u00eater 6,7 GW, soit six centrales, de mani\u00e8re non planifi\u00e9e <\/span><\/b>(ces arr\u00eats n’\u00e9tant pas inclus dans le plan de maintenance \u00e0 long terme). <\/span>En outre, l’\u00e9nergie produite par ces 48,3 GW de puissance nucl\u00e9aire disponible a chut\u00e9 \u00e0 moins de 30,5 GW, <\/span>soit une r\u00e9duction de la charge de plus de 35 % en moyenne sur l’ensemble de la flotte disponible.<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/p>\n

Dans quelle mesure le co\u00fbt d\u2019arr\u00eat et de red\u00e9marrage des r\u00e9acteurs nucl\u00e9aire sont-ils inf\u00e9rieurs \u00e0 la perte de production ?\u00a0<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/p>\n

Selon le rapport de la CRE sur les prix n\u00e9gatifs<\/span>1<\/span> : \u00ab\u00a0A titre d\u2019illustration, au 1er semestre 2024, une valorisation sur le march\u00e9 spot de la production observ\u00e9e en heures de prix n\u00e9gatifs par le parc fran\u00e7ais (hors production sous OA et hors STEP) correspond, \u00e0 une perte d\u2019environ 80 M\u20ac (principalement le nucl\u00e9aire et l\u2019hydraulique au fil de l\u2019eau)\u00a0\u00bb En d’autres termes, lors du premier semestre 2024, il \u00e9tait plus rentable de produire \u00e0 perte de 80 millions d’euros que d’arr\u00eater et de red\u00e9marrer ensuite.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

Cependant, au second semestre 2024, un changement de paradigme s\u2019est produit. Pour contextualiser les \u00e9v\u00e9nements de ce jour, il convient de mentionner qu\u2019en France, en raison du pourcentage \u00e9lev\u00e9 que repr\u00e9sente l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire dans le mix de production, les r\u00e9acteurs ont \u00e9t\u00e9 con\u00e7us ou adapt\u00e9s pour moduler leur production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, permettant d\u2019ajuster la production aux fluctuations de la demande.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

EDF module sa production pour trois\u00a0raisons principales :<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    \n
  1. Pour fournir au syst\u00e8me \u00e9lectrique des services d\u2019ajustement.\u00a0<\/span>\u00a0<\/span><\/li>\n
  2. Pour g\u00e9rer l\u2019\u00e9conomie de combustible nucl\u00e9aire entre deux cycles.<\/span>\u00a0<\/span><\/li>\n
  3. Pour r\u00e9aliser des\u00a0\u00e9conomies lorsque\u00a0le prix du march\u00e9 est inf\u00e9rieur au co\u00fbt marginal de production de la centrale nucl\u00e9aire en raison d’une baisse de la consommation d’\u00e9lectricit\u00e9 ou d’un niveau \u00e9lev\u00e9 de production d’\u00e9nergie renouvelable.<\/span>\u00a0<\/span><\/li>\n<\/ol>\n

    Les deux derni\u00e8res sont des raisons purement \u00e9conomiques, en particulier la troisi\u00e8me, bas\u00e9e sur les niveaux de prix du march\u00e9 comparant soit les co\u00fbts variables de chaque r\u00e9acteur, soit un co\u00fbt utilisateur (ou \u00ab d’opportunit\u00e9 \u00bb), afin d\u2019optimiser le stock de combustible disponible jusqu’\u00e0 le prochain arr\u00eat pour recharge.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    Cependant, la strat\u00e9gie d’EDF n\u2019 a pas seulement consist\u00e9 \u00e0 moduler, c’est-\u00e0-dire \u00e0 r\u00e9duire la capacit\u00e9 de sa flotte pour s\u2019ajuster \u00e0 la hausse de la production renouvelable et la r\u00e9duction de la demande, mais pour ces m\u00eames raisons \u00e9conomiques, EDF a d\u00e9cid\u00e9 de retirer directement de la production (production \u00e0 z\u00e9ro) six r\u00e9acteurs nucl\u00e9aires entre le 23 et le 25 novembre entra\u00eenant un arr\u00eat cumul\u00e9 de 6,9 GW sur ces trois jours. Etonnament, durant cette p\u00e9riode,<\/span> les coupures nucl\u00e9aires non planifi\u00e9es de plus de trois heures repr\u00e9sentent 50 % de toutes les coupures non planifi\u00e9es de ce mois de novembre.<\/span><\/b> Le graphique suivant refl\u00e8te la baisse de disponibilit\u00e9 de la flotte fran\u00e7aise observ\u00e9e ce jour-ci. Bien que nous assistions davantage \u00e0 des modulations de la production nucl\u00e9aire, <\/span>le 24 novembre se distingue par l\u2019arr\u00eat complet de la production de six r\u00e9acteurs, un \u00e9v\u00e9nement qui ne s’est pas reproduit.<\/span><\/b><\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    En cons\u00e9quence, le march\u00e9 \u00e9lectrique fran\u00e7ais a atteint son plus haut niveau de production \u00e9olienne le dimanche 24 novembre, avec un pic enregistr\u00e9 \u00e0 17h00, atteignant 19,3 GW. \u00c0 ce moment-l\u00e0, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne repr\u00e9sentait 31 % d<\/span>u mix \u00e9nerg\u00e9tique<\/span> national<\/span> qui se situait<\/span> bien<\/span> derri\u00e8re la production nucl\u00e9aire<\/span> (<\/span>une contribution de 58 %<\/span>)<\/span>. Cependant, comme nous l’avons mentionn\u00e9 et comme on peut le voir dans le graphique suivant, il y a eu<\/span>,<\/span> ce jour-l\u00e0<\/span>,<\/span> une <\/span>baisse<\/span> significative de la production nucl\u00e9aire allant m\u00eame jusqu’\u00e0 <\/span>l’arr\u00eat complet de<\/span> plusieurs r\u00e9acteurs<\/span>.<\/span><\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    Le d\u00e9veloppement croissant des \u00e9nergies renouvelables, avec leurs faibles co\u00fbts et leur nature intermittente, conduit \u00e0 un besoin accru d’ajuster la production nucl\u00e9aire.<\/span><\/b> Lorsque la demande est faible et que la production renouvelable est \u00e9lev\u00e9e, les prix du march\u00e9 peuvent tomber en dessous des co\u00fbts d’exploitation des centrales nucl\u00e9aires, obligeant EDF \u00e0 r\u00e9duire sa production. Ce sc\u00e9nario a \u00e9t\u00e9 peu fr\u00e9quent jusqu’\u00e0 pr\u00e9sent repr\u00e9sentant moins de 1 TWh par an. Cependant, RTE estime que d’ici 2035, ce chiffre pourrait atteindre jusqu’\u00e0 15 TWh en raison de la croissance de la capacit\u00e9 renouvelable dans le mix \u00e9nerg\u00e9tique.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    Sur le long terme, une telle modulation pose des d\u00e9fis suppl\u00e9mentaires, notamment en ce qui concerne l’impact sur la dur\u00e9e de vie et la maintenance des r\u00e9acteurs. L’ Agence internationale de l’\u00e9nergie atomique (AIEA) <\/span>a identifi\u00e9 des effets n\u00e9gatifs potentiels tels que l\u2019usure des mat\u00e9riaux m\u00e9talliques, la corrosion et l’usure pr\u00e9matur\u00e9e des composants. Finalement, cette \u00e9tude montre que la modulation augmente les exigences de maintenance de la centrale.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    Pour garantir la s\u00e9curit\u00e9 de la modulation de la production, y compris l’arr\u00eat et la r\u00e9activation des r\u00e9acteurs, EDF devra effectuer des analyses et \u00e9tudes d\u00e9taill\u00e9es de ces effets car cella repr\u00e9sente une activit\u00e9 cl\u00e9 pour le d\u00e9veloppement et le r\u00f4le \u00e0 long terme du nucl\u00e9aire en France.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    De m\u00eame que les cycles combin\u00e9s sont aussi devenus des actifs plus modulables qu\u2019on ne l\u2019avait envisag\u00e9 au d\u00e9but de la technologie, les centrales nucl\u00e9aires devront s’adapter en s’assurant toujours de connaitre les limites techniques.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    En conclusion, <\/span>la modulation nucl\u00e9aire en France r\u00e9pond \u00e0 des besoins techniques, \u00e9conomiques et de stabilit\u00e9 du syst\u00e8me \u00e9lectrique. Le degr\u00e9 de modulation d\u00e9montr\u00e9 par EDF ces derni\u00e8res semaines positionne le parc nucl\u00e9aire fran\u00e7ais non seulement comme un pilier pour la s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique de l’Europe occidentale, mais aussi comme une garantie contre les prix n\u00e9gatifs de plus en plus fr\u00e9quents. Cependant, son \u00e9volution pose de nouveaux d\u00e9fis techniques et de maintenance pour les infrastructures nucl\u00e9aires consid\u00e9rant que cette pratique devienne de plus en plus fr\u00e9quente<\/span><\/b>.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n

    Paloma Hepburn Jim\u00e9nez & Pablo Gandullo Romero<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

    En novembre dernier, la France a connu une p\u00e9riode de dynamisme significatif dans le domaine de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, principalement due \u00e0 la variabilit\u00e9 de la production \u00e9olienne. 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