Pourquoi EDF va être payé pour faire tourner ses réacteurs nucléaires à perte ?

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé un accord entre RTE et EDF autorisant le gestionnaire de réseau à imposer le maintien en fonctionnement de réacteurs nucléaires pour des besoins de régulation de tension, hors marché.

Outre la production d’électricité, il existe également un marché dédié à la régulation de la fréquence. Les réserves primaire (FCR), secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) permettent, par ordre de rapidité d’activation, le maintien de la fréquence à 50 Hz. Mais pour la tension (en volts), il n’y a pas de marché similaire, ou du moins le marché d’ajustement n’est pas suffisant. Et cela pose un problème à la CRE au vu de l’évolution du mix électrique.

La modulation du nucléaire, ou l’art de jongler entre les contraintes techniques d’exploitation et le vieillissement (non prouvé à ce jour) pour optimiser la vente d’électricité. Avant, le nucléaire servait en production de base, relativement constante au fil des heures. Désormais, avec la cloche solaire du midi et le flux des vents, EDF optimise sa production pour s’écarter des périodes de prix bas, au moment où les énergies renouvelables produisent et font baisser l’ordre de mérite, et produire lors des pointes de consommation.

La CRE s’est toutefois rendue compte d’un problème auquel le marché seul ne répond pas. EDF n’a plus de vraie incitation à produire en même temps que les renouvelables pour réguler la tension avec ses machines tournantes (turbines à vapeur). La CRE doit alors trouver une solution, avec le gestionnaire du réseau RTE, pour pousser à EDF et revenir partiellement à une logique technique d’exploitation du réseau.

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Éolien et solaire peinent à réguler la tension

Contrairement aux centrales nucléaires ou thermiques, les installations éoliennes et photovoltaïques, majoritairement raccordées via des onduleurs, contribuent peu à ce service système. Or, l’instabilité de la tension peut entraîner des déconnexions d’équipements, voire des incidents en chaîne, comme le black-out espagnol que le régulateur français a en tête.

Dans sa délibération, la CRE valide ainsi un dispositif d’« imposition de puissance à l’injection » permettant à RTE de réserver à l’avance certaines unités de production. Concrètement, EDF pourra être contraint de maintenir des réacteurs en fonctionnement, y compris en période de prix négatifs, non pour produire de l’électricité mais pour fournir un service de régulation de tension.

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Une légère hausse des factures à prévoir ?

Ce nouveau cadre va au-delà du mécanisme d’ajustement existant, jugé insuffisant car limité à des activations de court terme. L’échelle d’activation est beaucoup moins rapide que les ENR, par exemple, qui ajustent suivant les toutes dernières prévisions météo avant livraison effective.

La question de la rémunération questionne. La CRE valide une compensation couvrant le manque à gagner d’EDF : l’indemnisation correspondra à l’écart entre les revenus effectivement perçus sous contrainte et ceux qu’aurait générés une exploitation sans intervention de RTE. Ce coût sera répercuté sur le Turpe et ne devra pas, selon les mots de la CRE, être abusif.