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L’énergie nucléaire dans le brouillard

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La place de l’énergie nucléaire dans le mix énergétique est débattue, en France, depuis le vote de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, en 2015. Celle-ci prévoyait de baisser la part du nucléaire dans la production d’électricité de 75 % (en 2015) à 50 % en 2025, mais EDF (Électricité de France) a estimé que cet objectif était difficile à atteindre, ce qui a amené le gouvernement à réviser, cette année, la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). En conséquence, l’objectif de diminution de la part du nucléaire à 50 % serait reporté à 2035 et impliquerait la fermeture d’une douzaine de réacteurs. Les difficultés rencontrées par EDF sur le chantier du réacteur EPR (European Pressurized Water Reactor, devenu Evolutionary Power Reactor) de Flamanville (il ne sera pas achevé avant la fin 2019), et par Areva (devenu Orano) sur celui d’Olkiluoto en Finlande, sont des éléments importants du dossier et pèsent sur l’avenir du nucléaire, en France comme à l’étranger

La filière nucléaire est une composante, plus ou moins importante selon les pays, des stratégies énergétiques dans la perspective de la sortie des énergies carbonées, afin de limiter le changement climatique. Dans un contexte de forte croissance des filières renouvelables productrices d’électricité (une croissance mondiale de 17 % pour l’éolien et de 35 % pour le solaire en 2017) et de chute de leur coût, les perspectives du nucléaire semblent plus floues. En effet, on constate que si la production mondiale d’électricité progresse, celle d’origine nucléaire stagne (+ 1 % en 2017), sa part dans l’électricité mondiale est passée de 17,5 % en 1996 à 10,3 % en 2017. On observe également qu’au premier semestre 2018, 50 réacteurs étaient en construction (soit 18 de moins qu’en 2013) dont 16 en Chine, et que seuls cinq réacteurs ont été mis en service dans le monde (trois en Chine et deux en Russie). Enfin, dans la géopolitique du nucléaire civil, la Chine prend le leadership : elle a accru de 18 % sa production d’électricité nucléaire en 2017, et au premier semestre 2018, deux réacteurs EPR ont été connectés au réseau électrique en Chine, dont le réacteur de Taishan de 1 600 mégawatts (MW), construit par Framatome (ex-Areva, aujourd’hui filiale d’EDF), en partenariat avec la Chine. Les réacteurs de troisième génération, dont l’EPR, sont supposés avoir un meilleur rendement et une sûreté renforcée.


Réacteur de Taishan © CGN

La catastrophe de Fukushima, survenue en mars 2011 au Japon, a remis à l’ordre du jour la question de la sûreté des réacteurs nucléaires et, par contrecoup, celle de la prolongation de leur durée de vie (après 40 ans). Au-delà de ce problème, deux questions se posent : celle du coût des réacteurs en construction et celle des perspectives de nouvelles générations, qui font l’objet d’un récent rapport du MIT (au financement duquel EDF a participé), The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World [1]. Le MIT considère certes que le nucléaire peut incontestablement contribuer à une « décarbonisation » quasi totale de la production d’électricité (elle représente, aujourd’hui, en moyenne mondiale, une émission de 500 grammes de CO2 par kilowattheure (gCO2/kWh), le niveau en France étant parmi les plus bas, soit 104 gCO2/kWh), mais il estime qu’« en dépit de ses promesses, les perspectives de développement du nucléaire demeurent décidemment sombres dans plusieurs régions du monde. Le problème fondamental est son coût. D’autres générations de technologies sont devenues moins chères, récemment, tandis que le coût des nouvelles centrales nucléaires n’a fait qu’augmenter. »

Le MIT a examiné les coûts totaux de construction (y compris en capital) de plusieurs réacteurs de troisième génération, dont ceux des deux EPR français et de ceux qu’EDF doit construire en Grande-Bretagne à Hinkley Point C : ces derniers sont de l’ordre de 8 000 dollars US le kW ; ceux des réacteurs chinois (3 000 à 5 000 dollars US le kW) et de la centrale que construit la Corée du Sud à Barakah pour les Émirats arabes unis (4 000 dollars US le kW) seraient plus bas. Les coûts de construction prévus sont au minimum le double par kW électrique (en dollars US 2017) de ceux des centrales de deuxième génération ; celui de l’EPR de Flamanville est estimé à environ 12 milliards d’euros, soit le triple de l’estimation initiale. Le MIT estime que les nouveaux réacteurs n’ont pas bénéficié d’un « effet de série », la maîtrise d’œuvre des chantiers a été souvent défaillante, notamment dans les relations avec les sous-traitants. Il recommande de réaliser des constructions modulaires de composants d’un réacteur (des modules réalisés à l’extérieur et assemblés sur place), comme cela est pratiqué sur des chantiers navals.

Le MIT nuance, toutefois, ses critiques. Sur la base de scénarios pour les mix électriques de plusieurs pays (France, États-Unis, Chine et Royaume-Uni), il estime qu’il sera difficile d’y produire une électricité totalement décarbonée (en dessous de 50 gCO2/kWh) avec un mix sans nucléaire et un coût de production inférieur à 150 euros par MWh (celui de Hinkley Point C serait d’environ 100 euros par MWh). Il plaide pour que les pays qui garderaient l’option nucléaire, envisagent d’autres générations de réacteurs moins coûteux et à la sûreté éprouvée. Il explore plusieurs pistes.

La première serait celle de réacteurs de petite puissance construits par modules. La société américaine NuScale Power propose ainsi de mettre sur le marché, en 2025, des réacteurs constitués de modules de 60 MW, leur cœur étant logé dans une cuve verticale de 20 mètres de haut et refroidi par de l’eau circulant par convection (on se passerait de pompes). En cas de fusion du cœur et d’interruption de l’alimentation électrique (un accident survenu à Fukushima), celui-ci serait immergé dans une piscine commune à plusieurs modules.

D’autres options sont envisageables. Une première consisterait à faire fonctionner à très haute température (700 °C à 800 °C) des réacteurs refroidis avec de l’hélium ; leur rendement serait plus élevé. La seconde est celle des réacteurs surgénérateurs dits rapides (avec des neutrons à grande énergie) utilisant un combustible qui est un mélange d’uranium et de plutonium et refroidis au sodium. La France doit construire un nouveau prototype, Astrid, de ce type de réacteur (après trois autres dont Superphénix), la Russie fait de même. Des variantes, utilisant le plomb ou des sels métalliques fondus, sont aussi envisageables. Ces réacteurs utiliseraient mieux le combustible (éventuellement le thorium qui a l’avantage d’être non proliférant). Il est difficile d’estimer leur coût de construction ainsi que leur sûreté qui doit être mise à l’épreuve.

L’IFRI dans une note sur le nucléaire civil en France [2] considère, lui aussi, que son coût doit être mieux maîtrisé, notamment celui de la filière EPR, et que le contrôle par les pouvoirs publics de l’ensemble de la filière nucléaire (y compris le cycle du combustible) est un enjeu de souveraineté nationale. Dans la plupart des pays, à l’exception de la Chine et de la Russie, la stratégie industrielle pour le nucléaire semble dans le brouillard comme le montre le rapport du MIT.

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Voir également Schneider Mycle et Froggatt Antony (sous la dir. de), The World Nuclear Industry: Status Report 2018, Paris / Londres : A Mycle Schneider Consulting Project, septembre 2018. URL : https://www.worldnuclearreport.org/IMG/pdf/20180902wnisr2018-lr.pdf. Consulté le 19 octobre 2018.



[1]The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World: An Interdisciplinary MIT Study, Cambridge, Mass. : MIT (Massachusetts Institute of Technology), 2018. URL : http://energy.mit.edu/wp-content/uploads/2018/09/The-Future-of-Nuclear-Energy-in-a-Carbon-Constrained-World.pdf. Consulté le 19 octobre 2018.

[2]Eyl-Mazzega Marc-Antoine, « Refonte stratégique du nucléaire civil en France. Autorité, rationalisation, partenariats », Éditoriaux de l’IFRI (Institut français des relations internationales), 29 mai 2018. URL : https://www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/eyl-mazzega_nucleaire_civil_france_2018.pdf. Consulté le 19 octobre 2018.

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