Les nouvelles fissures détectées sur le parc nucléaire d'EDF, « ne changent pas fondamentalement la vision que l'on a de l'hiver 2023-2024 », a déclaré, ce jeudi lors d'une conférence de presse, Thomas Veyrenc, directeur exécutif chargé de la stratégie et de la prospective au sein du gestionnaire du réseau d'électricité RTE.
La semaine dernière, l'électricien a révélé la découverte de nouvelles fissures sur ses centrales nucléaires, dont une fissure particulièrement importante sur le réacteur 1 de Penly (Seine-Maritime), probablement liée à une double réparation effectuée sur la tuyauterie au moment de la construction de la centrale dans les années 80.
Deux autres fissures liées à de la fatigue thermique ont été décelées respectivement sur Penly 2 et Cattenom 3 (Moselle). EDF a donc été sommé par le gendarme du nucléaire de revoir sa stratégie de contrôle des tuyauteries, mise en place fin 2022. De quoi laisser planer le doute sur la production nucléaire prévue pour 2023, alors que l'entreprise pensait que le plus gros de la crise provoquée par un phénomène de corrosion sous contrainte était derrière elle.
La fourchette de production nucléaire pour l'année 2023 se situe entre 300 et 330 térawattheures (TWh). Un niveau supérieur à celui de l'année 2022 (qui était à son plus bas historique depuis 1988), mais qui reste toutefois bien en-deçà des niveaux de production observés habituellement, plutôt proches des 400 TWh.
Une prévision déjà « prudente »
Pour l'heure, l'électricien n'a pas encore fait de commentaire sur l'évolution possible de sa fourchette de production. Selon des sources citées par Reuters, elle ne devrait pas changer. Les prévisions de production nucléaire de RTE diffèrent toutefois de celles d'EDF, le gestionnaire du réseau intégrant systématiquement des précautions et des marges d'erreur dans ses projections.
Au-delà de ces différences de méthodes, RTE reste optimiste sur les conséquences de ces nouvelles fissures. « Il faut bien avoir en tête que la découverte de ces nouvelles fissures n'est pas de la même ampleur que celles de l'année dernière, lorsqu'EDF a pris conscience du problème de corrosion sous contrainte », pointe Thomas Veyrenc. Selon le directeur exécutif, ces fissures n'entraîneront pas « le même type d'écart par rapport à la disponibilité traditionnelle du parc ». « On partait déjà d'une prévision prudente », souligne-t-il. « Lorsqu'on aura plus d'informations, on intégrera cela dans nos analyses. Mais on ne s'attend pas à ce que ça en change la nature », a-t-il ajouté.
Pour l'hiver 2023-2024, le système électrique pourra également compter sur des capacités de production d'énergies renouvelables supplémentaires. « En 2022, la France a installé 5 gigawatts (GW) d'énergies renouvelables supplémentaires, ce qui est un record. En 2023, le rythme devrait être accéléré par la loi d'accélération des énergies renouvelables. A noté, la mise en service de deux champs éoliens offshore qui représentent à eux deux 1GW de puissance installée », a souligné Xavier Piechaczyk, le président du directoire de RTE. Le gestionnaire du réseau de transport d'électricité publiera ses prévisions pour le passage de l'hiver prochain au début de l'automne.
Quid de l'été ?
Alors que l'hiver est traditionnellement une période tendue pour le système électrique français, en raison de la forte utilisation des chauffages électriques, l'été fait désormais aussi l'objet d'attentions particulières en raison de la sécheresse, des vagues de canicules et de la possible hausse de consommation électrique liée au recours accru à la climatisation.
RTE publiera ainsi au mois de mai son étude sur le passage de l'été. Celle-ci analysera notamment l'impact de la sécheresse sur la production hydraulique et sur la production nucléaire. Pour mémoire, la longue sécheresse de l'année 2022 a réduit la production hydraulique à son plus bas niveau en France depuis 1976.
Toutefois, l'effet de la température l'été sur la consommation est moins important que pendant l'hiver. « L'hiver, un degré sous les normales de saison conduit à une augmentation de la consommation de 2.400 mégawatts (MW). L'été, un degré supplémentaire au-dessus des normales conduit à une augmentation de 400 à 500 MW », a précisé Jean-Paul Roubin, directeur exécutif clients, marché et exploitation chez RTE.
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