À l’occasion de son discours prononcé à La Sorbonne, Emmanuel Macron a donné sa vision de l’Europe de demain. Un continent sur lequel l’électricité produite par l’atome franchirait les frontières.

Le 25 avril, le président de la République a prononcé un discours sur l’Europe dans le grand amphithéâtre de la Sorbonne, sept ans après une première allocution au même endroit. À quelques semaines du scrutin européen, cette intervention présidentielle était très attendue des observateurs politiques.

L’atome, au cœur de la politique énergétique européenne ?

Du côté de l’énergie, le président de la République n’y est pas allé par quatre chemins. Il a clairement annoncé vouloir « construire l’Europe de l’atome » alors même que les États membres de l’Union européenne (UE) sont très divisés sur la question. D’un côté, il y a les pronucléaires, menés par la France qui rassemble d’autres pays comme la Pologne, la Bulgarie, la Croatie et l’Estonie. Rassemblés en Alliance du nucléaire, ces États entendent s’appuyer sur l’énergie nucléaire pour décarboner leur production d’électricité. À l’opposé, les antinucléaires emmenés par l’Allemagne sont farouchement opposés, principalement en raison des risques liés à l’exploitation des centrales et de la difficulté de traitement des déchets nucléaires.

Dans son discours, Emmanuel Macron rappelle donc la position de la France au sujet du nucléaire et semble vouloir en finir avec la division pro et antinucléaire. Pour lui, tout ce qui compte est de pouvoir produire de l’électricité décarbonée : « qu’importe qu’ils soient produits avec du renouvelable ou du nucléaire, on s’en fiche. Si, sur le sol européen, on sait produire des électrons décarbonés, c’est une chance parce que ça évite l’électron carboné et ça évite celui qu’on importe ». Le message est clair. Il faut éviter d’importer et d’avoir recours aux énergies fossiles. D’ailleurs, Emmanuel Macron s’est félicité de la capacité de l’UE à réduire sa dépendance aux hydrocarbures russes, depuis la guerre en Ukraine.

Le président de la République rappelle également l’importance des interconnexions sur le territoire européen en affirmant qu’« il nous faut bâtir une Europe de la libre circulation des électrons décarbonés ». Aujourd’hui, le sol européen est maillé autour de plus de 400 interconnexions qui permettent aux États de vendre ou acheter de l’électricité en fonction de leurs besoins. Rappelons que la France est championne de l’exportation d’électricité sur le territoire européen.

L’UE doit devenir un leader mondial dans 5 secteurs énergétiques stratégiques

Le président français souhaite également que l’Union européenne devienne d’ici 2030 un « leader mondial » dans cinq secteurs stratégiques qui bénéficieraient de dispositifs de financement dédiés. Parmi eux, on retrouve les nouvelles énergies qui comprennent l’hydrogène, les petits réacteurs modulaires (SMR) et la fusion nucléaire. S’agissant de l’hydrogène, la France devrait voir sa filière se développer dans les prochaines années. Ainsi, un projet d’usine de production d’hydrogène vert est en cours au Havre. Porté par l’entreprise Lhyfe, il va bénéficier d’un soutien de l’État pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros, puisqu’il a été reconnu comme projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) par la Commission européenne. L’hydrogène vert sera un outil permettant de décarboner l’industrie.

En ce qui concerne les SMR, cette technologie nucléaire de troisième génération est moins puissante qu’un réacteur classique, mais sa construction est plus simple et moins onéreuse. De nombreux projets sont en cours dans le monde. En France, un appel à projets a eu lieu en 2023 concernant les « réacteurs nucléaires innovants », dans le cadre du plan France 2030. Plusieurs projets de SMR ont été retenus et bénéficieront ainsi du soutien de l’État.

Enfin, alors que nos centrales nucléaires fonctionnent grâce à la fission nucléaire qui utilise l’énergie produite par la dislocation de l’atome, des études sont en cours pour exploiter la fusion nucléaire. Plus complexe à mettre en œuvre, la fusion consiste à créer un atome à partir de deux atomes plus légers. Les recherches avancent dans le domaine, notamment aux États-Unis. En Europe, il y a le projet ITER, issu d’une coopération internationale avec plusieurs pays dont le Japon et la Chine. Mais la construction du réacteur a pris du retard et sa mise en route ne devrait pas avoir lieu avant 2030. En clair, pour le président français, l’avenir énergétique de l’UE passera par l’atome, que ce soit par l’exploitation des centrales nucléaires classiques ou par le recours à d’autres technologies nucléaires (SMR, fusion).

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Le projet français Nuward qui porte sur l’élaboration d’un mini réacteur modulaire mené par EDF va pouvoir continuer à bénéficier du soutien de l’État français. La Commission européenne vient de valider le versement d’une subvention conséquente qui devrait faire avancer le développement de cette technologie.

La France compte sur le nucléaire pour décarboner son mix énergétique. Mais au-delà de la prolongation du parc existant et de la construction de nouveaux réacteurs, le pays mise sur une nouvelle technologique prometteuse : les mini réacteurs modulaires abrégés en SMR pour sa version anglaise (small modular reactor).

Feu vert de la Commission européenne pour une aide XXL

En 2023, EDF a créé une filiale dénommée Nuward qui est chargée du développement du SMR français. Par comparaison avec un réacteur nucléaire classique, le SMR est moins puissant, mais présente la particularité d’être plus facile à construire et moins onéreux. Le projet Nuward porte sur le développement de deux réacteurs de 170 mégawatts (MW) chacun avec l’objectif de mettre en service un prototype avant 2035. À terme, EDF souhaite parvenir à développer cette technologique pour fabriquer des SMR en série au cours des prochaines décennies, pas seulement à destination du territoire français, mais pour le marché mondial.

Afin de bénéficier du soutien financier de l’État, indispensable pour mener à bien le projet, il est nécessaire d’obtenir une autorisation préalable de la Commission européenne. Et cette dernière vient d’autoriser le versement d’une subvention de 300 millions d’euros pour le projet Nuward. Cette aide n’est pas la première accordée par l’État français à la filiale d’EDF puisqu’en décembre 2022, Bruxelles avait déjà donné son feu vert pour l’octroi d’une subvention de 50 millions d’euros.

Le nucléaire gagne du terrain à Bruxelles

Cette nouvelle aide devrait permettre de poursuivre les recherche et développement (R&D) du projet jusqu’en début d’année 2027. Pour valider ce soutien financier de l’État français, la Commission a vérifié que plusieurs critères étaient remplis, parmi lesquels le fait que l’aide avait « des effets positifs qui l’emportent sur toute distorsion potentielle de la concurrence et des échanges dans l’UE ».

Cette décision intervient dans un contexte devenu plus favorable pour l’atome à Bruxelles. Après l’Alliance du nucléaire créée en 2023 à l’initiative de la France et qui rassemble plusieurs États favorables à l’utilisation de l’atome pour la décarbonation de leur mix énergétique, il existe désormais une alliance industrielle européenne des petits réacteurs modulaires. Pour la Commission européenne, cette alliance « est la dernière initiative en date visant à renforcer la compétitivité industrielle et à garantir une chaîne d’approvisionnement solide et une main-d’œuvre qualifiée dans l’UE ».

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EDF travaille à l’élaboration des chantiers de construction des six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2. Pour cela, une étape vient d’être franchie avec une commande d’un montant historique de 8 milliards d’euros auprès de Framatome. Cette commande est destinée à équiper les futurs réacteurs.

Pour réussir sa transition énergétique, la France compte à la fois sur le développement des énergies renouvelables, mais aussi sur le nucléaire. C’est ce que le Président de la République a annoncé lors de son discours de Belfort en février 2022. Côté nucléaire, cela passera par la construction de 6 nouveaux EPR2 dans un premier temps, avec potentiellement 8 supplémentaires par la suite.

8 milliards d’euros de commande pour démarrer le chantier des futurs EPR2

L’énergéticien tricolore a donc du pain sur la planche. Les sites d’installation des 6 nouveaux réacteurs ont déjà été déterminés. Il faut maintenant poser les jalons des futurs chantiers. Pour cela, EDF vient de signer un accord historique avec sa filiale Framatome. Il s’agit d’une commande portant sur l’achat de 6 cuves et de plusieurs générateurs de vapeur. Cette transaction est remarquable au niveau de son montant, soit 8 milliards d’euros réglés sur les fonds propres d’EDF avec un engagement initial de 2 milliards d’euros.

Ce chiffre n’est pas anodin dans le coût total des travaux. Le financement des chantiers des futurs EPR2 a d’ailleurs déjà fait grincer des dents puisque le montant initialement calculé en 2022 à 51,7 milliards d’euros a grimpé à 67,4 milliards d’euros en 2024. À noter que le détail du financement de ce nouveau programme nucléaire incluant le niveau de participation de l’État devrait être déterminé d’ici la fin de l’année.

Une commande qui est de bon augure pour l’activité de la filière nucléaire

Quoi qu’il en soit, cette commande est une bonne nouvelle pour la filière nucléaire puisqu’elle est la garantie d’une activité soutenue pour les 20 années à venir chez Framatome qui avait déjà anticipé la commande en effectuant les recrutements nécessaires. La construction des éléments commandés pourra ainsi démarrer rapidement. Pour les cuves, le chantier débutera à partir de novembre prochain sur le site du Creusot. Quant aux générateurs de vapeur, ils seront produits dès le mois de mai 2024 au sein de l’usine de Framatome à Saint-Marcel (Saône-et-Loire).

Ces éléments équiperont les réacteurs EPR2 qui seront situés au sein des centrales existantes de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et du Bugey (Ain). La mise en service de la première paire de réacteurs est attendue pour 2035.

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Les turbines Arabelle vont-elles réellement revenir sous giron tricolore ? Plus de 2 ans après l’annonce du chef de l’État relative au rachat de l’usine de Belfort par EDF, la situation semble être au point mort. Si EDF se fait très discret sur le sujet, un haut cadre de l’électricien français a évoqué le poids du contexte géopolitique actuel sur la transaction.  

En février 2022, lors d’un déplacement à l’usine de production des turbines Arabelle de Belfort, le Président de la République annonçait le rachat de l’usine par EDF, une annonce symbolique après la vente de cette usine à General Electric 8 ans plus tôt. Mais depuis, le silence règne sur le dossier Arabelle. À la fin du mois de mars, Robert Poggi, directeur à l’action régionale du groupe EDF en Bourgogne-France-Comté, s’est laissé à quelques confidences durant une conférence de presse, annonçant que l’avancement du dossier était « une question d’État à État ». Il a ensuite ajouté « Ce n’est plus une question de négociation financière entre GE et EDF, mais plutôt géopolitique entre les États-Unis, la France et la Russie ».

Et pour cause, depuis la déclaration d’Emmanuel Macron, la guerre en Ukraine a bousculé l’échiquier international. Jusqu’à aujourd’hui, les sanctions internationales qui pèsent sur la Russie ne concernaient pas le secteur du nucléaire, mais il est n’est pas impossible que la situation change dans un avenir proche.

La guerre en Ukraine au cœur du problème

À l’échelle de l’usine de Belfort, une combinaison de facteurs pourrait expliquer la complexité de la situation. D’abord, la Russie est l’un des principaux clients de l’usine par l’intermédiaire de ROSATOM, le géant du nucléaire. L’entreprise réalise, actuellement, plusieurs chantiers de construction de réacteurs nucléaires équipés de turbines Arabelle.  C’est notamment le cas pour la centrale nucléaire d’Egypte d’El Daaba, ou encore la centrale turque d’Akkuyu. Alors qu’il possédait l’usine, General Electric a remplacé le logiciel français de commande des turbines Arabelle par son propre logiciel sous brevet américain. Dans ce contexte, si des sanctions étaient mises en place par les États-Unis à l’encontre de la Russie dans le secteur du nucléaire, General Electric pourrait être contraint de ne plus mettre à jour son logiciel de commande, ce qui poserait un problème direct sur la mise en œuvre des turbines. Pour que la situation se débloque, EDF aurait besoin d’une aurait besoin de certitudes de la part de General Electric et du gouvernement américain sur le fait que d’éventuelles sanctions contre la Russie n’impacteraient pas le logiciel de commande.

Derrière cette situation se cache également une guerre économique avec, comme enjeu, le secteur mondial du nucléaire civil. Face aux défis de la transition énergétique, le nucléaire fait face à un regain d’intérêt et les États-Unis comptent bien prendre leur part du gâteau. Pour cela, ce contrôle exercé sur l’usine de Belfort permet au pays de l’Oncle Sam de faire pression à la fois sur la France et sur la Russie. Dans ce même objectif, le pays, qui se fournit en uranium enrichi via ROSATOM, devrait être autonome sur la question à partir de 2025.

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Ancêtre de l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), le SCPRI (Service central de protection contre les rayonnements ionisants) avait à sa disposition d’importants moyens mobiles à déployer en cas d’accident nucléaire. Au cœur de ce dispositif, on retrouvait notamment un véhicule unique au monde : une voiture rail dédiée à la mesure de rayonnements radioactifs. 

En 1986, quelques mois après la catastrophe de Tchernobyl, le SCPRI présentait, en association avec la SNCF, la voiture rail Su SCPRI N°025 « mesure de rayonnements radioactifs ». Ce wagon, commandé par le Professeur Pierre Pellerin au début des années 1980, était censé permettre un déploiement rapide sur les lieux d’un accident nucléaire pour réaliser des mesures radiologiques sur la population. Unique au monde, ce wagon pouvait être envoyé partout en Europe, et plus loin encore : les États-Unis auraient prévu, en cas d’accident nucléaire sur leur sol, d’emprunter le wagon français en le transportant à l’aide d’un avion-cargo géant de type Lockheed C-5  Galaxy.

Un wagon entièrement conçu pour les mesures gammaspectrométriques

Réalisé à partir d’une voiture-restaurant de la SNCF, ce wagon a été conçu pour permettre de réaliser des mesures spectrométriques à grande échelle, à savoir 5000 personnes par jour. À l’époque, la SCPRI dispose de deux véhicules lourds de trente tonnes. Mais chaque véhicule ne peut contrôler que 4 personnes à la fois. Le wagon, lui, rend possible le contrôle de 32 personnes en simultané. À l’intérieur, le wagon se compose de deux rangées de sièges, dont les dossiers sont doublés en plomb. En face de chaque siège, on retrouve un compteur de radioactivité placé dans un collimateur conique en plomb. Celui-ci focalise les rayons vers la personne à contrôler. Les mesures permettent de déterminer la quantité et la nature des radioéléments grâce à des spectromètres électroniques situés dans une cabine en verre, à l’extrémité de la voiture.

L’Intérieur de la voiture rail Su SCPRI N°025 / Image : IRSN

Des moyens toujours importants

La voiture rail a finalement été déséquipée en 2008/2009, sans jamais avoir servi dans un contexte d’accident nucléaire. En cas de situation de crise radiologique, l’IRSN dispose tout de même d’une flotte de 15 véhicules, 4 drones et 6 détecteurs de gros volumes embarquables dans des avions ou des hélicoptères afin de mesurer la radioactivité dans l’environnement. L’institut dispose toujours d’un ensemble de moyens permettant de mesurer la contamination interne des personnes, à l’instar de la voiture rail.  On retrouve ainsi 4 véhicules légers, dits « Boxers », capables de réaliser des mesures sur 4 personnes en simultané, ainsi que 4 véhicules lourds, dits « Shelters », capables de de réaliser des mesures sur 10 personnes en simultané.

Un laboratoire mobile moderne de l’IRSN / Image : IRSN

Enfin, 2 laboratoires mobiles d’anthroporadiométrie sont capables de réaliser des examens plus complexes. L’anthroporadiométrie permet, non seulement, d’identifier les radionucléides présents dans le corps, mais également d’en évaluer l’activité. Ces moyens sont, néanmoins, moins importants qu’auparavant puisque l’IRSN peut réaliser 2 500 mesures par jour contre 5 000 pour le seul wagon n°025 du SCPRI.

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📣 La phrase : « l’uranium de retraitement est aujourd'hui entreposé en hangar sans aucune perspective réelle d'utilisation. Il devrait donc être comptabilisé comme un déchet nucléaire, pour davantage de transparence sur leur gestion et leurs coûts. »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France publié sur X (ex-Twitter) le 16 novembre 2021.
ℹ️ Le contexte : l’uranium de retraitement est un produit du traitement des combustibles usés à la Hague. Sa valorisation est une composante de la stratégie de recyclage du combustible usé en France. La filière de valorisation a été suspendue en 2013, et vient d’être redémarrée en 2024.
⚖️ Le verdict : Il est vrai que la filière de l’uranium de retraitement avait été suspendue lors du post de Greenpeace, conduisant à l’accumulation d’un stock. Toutefois, la filière n’était que suspendue, et l’uranium de retraitement a d’importantes perspectives d’utilisation.

Qu’est-ce que l’uranium de retraitement ?

Après son utilisation dans un réacteur nucléaire, le combustible nucléaire est un objet très radioactif, et dont la composition a changé du fait des réactions nucléaires. En ce qui concerne le combustible usé consommé en France, il fait l’objet, après utilisation, d’un traitement systématique dans l’usine d’Orano à La Hague.

Ce traitement consiste tout d’abord à séparer les matières nucléaires des matériaux de structure. Ces derniers sont ensuite compactés pour être intégrés dans des colis spécifiques destinés au stockage en couche géologique profonde. Les matières nucléaires, quant à elles, font l’objet d’un processus de tri et de recyclage visant à les valoriser.

On trouve dans leur composition du plutonium (1 %), de l’uranium (95 %), le reste étant constitué de substances appelées actinides mineurs (américium, curium, neptunium, …) et produits de fission. Actinides mineurs et produits de fission ne sont pas valorisables dans l’état actuel des technologies disponibles. Ces substances sont donc vitrifiées et destinées, elles aussi, au stockage en couche géologique profonde. Le plutonium est recyclé pour constituer le combustible MOX (pour Mixed Oxide), fabriqué à l’usine de Mélox, en bordure du site de Marcoule. Quant à l’uranium restant, qui constitue près de 95 % de la masse, il est destiné à être valorisé, et c’est précisément ce qu’on appelle l’uranium de retraitement (URT).

Une valorisation dans les réacteurs actuels

L’uranium de retraitement a des caractéristiques proches de celles de l’uranium naturel. Il a donc le même potentiel énergétique que ce dernier, et il constitue donc une ressource importante. Il peut être réenrichi pour produire de nouveaux combustibles nucléaires destinés aux centrales existantes, combustible alors appelé uranium de recyclage enrichi (URE).

Historiquement, la France a effectué l’enrichissement de l’uranium naturel dans l’usine George Besse, située sur le site de Tricastin. Cette usine utilisait le procédé de diffusion gazeuse, un procédé relativement monolithique qui n’était pas utilisable pour l’uranium de retraitement. En effet, si ce dernier est proche de l’uranium naturel, il comporte néanmoins quelques isotopes de l’uranium qui se seraient ensuite disséminés dans l’ensemble de l’uranium enrichi, ce qui n’était pas souhaitable.

L’opération était donc réalisée en Russie : l’uranium de retraitement était expédié à l’usine de Seversk, filiale de Rosatom située en Sibérie. Il y était enrichi, puis était retourné en France pour être consommé dans les réacteurs du parc actuel. Ce fonctionnement a perduré de 1994 à 2013, avant d’être suspendu. Puis avant de redémarrer, très récemment. C’est en effet, en février 2024, que le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a démarré avec une première recharge d’uranium de recyclage enrichi.

Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

Aujourd’hui, les 4 réacteurs de la centrale de Cruas-Meysse sont d’ores-et-déjà certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi. D’ici 2027, EDF souhaite étendre son utilisation aux réacteurs de 1300 MW des centrales de Cattenom et de Paluel. Puis d’ici 2030, l’énergéticien espère être en mesure d’utiliser 30 % d’uranium de retraitement dans ses centrales.

Par ailleurs, l’usine George Besse, qui ne pouvait effectuer l’enrichissement de l’uranium de retraitement a été arrêtée en 2012. Elle a été remplacée depuis lors par l’usine George Besse II. Cette dernière bénéficie d’un procédé d’ultracentrifugation, plus modulaire, qui permet le réenrichissement de l’uranium de retraitement. Et ce, sans passer par les installations russes.

Enfin, outre l’usage en tant qu’uranium de recyclage enrichi dans les centrales actuelles, l’uranium de retraitement peut être utilisé dans des réacteurs de Génération IV dans le cadre de cycles de surgénération. Dans ce type de réacteurs, la partie non fissile de l’uranium peut être transformée en isotopes fissiles, démultipliant ainsi l’énergie disponible, d’un facteur compris entre 50 et 100 fois. Si bien que le stock d’uranium de retraitement est considéré par les autorités françaises non comme un stock inutile, mais comme une réserve stratégique précieuse.

Une ressource ou un déchet ?

Au moment du Tweet de Greenpeace, le 16 novembre 2021, il peut être factuellement affirmé que l’uranium de retraitement n’était utilisé dans aucun réacteur français ; en effet la filière avait été suspendue de 2013 à 2024. Par ailleurs, les réacteurs français susceptibles d’utiliser l’uranium de retraitement en surgénération, à savoir Phénix et Superphénix, avaient eux aussi été arrêtés, respectivement en 2009 et en 1997. Le projet Astrid, qui devait prendre leur relève, avait été lui aussi arrêté en 2019.

Dans l’intervalle, il est donc vrai également qu’un stock d’uranium de retraitement s’est accumulé. Ce stock s’accroit de 1000 t par an, et a atteint environ 20 000 t. Toutefois, il est faux d’affirmer qu’il n’existait aucune perspective réelle, pour preuve le redémarrage de la filière de l’uranium de retraitement en 2024. Ce genre de changement ne s’improvise pas et les études avaient démarré bien avant. Par ailleurs, cela revient à négliger le progrès significatif pour la filière française que constitue l’usine d’enrichissement de George Besse II et sa capacité à réenrichir l’uranium de retraitement.

Quand est-ce qu’une matière nucléaire est une ressource ou un déchet ? Faut-il considérer que la suspension d’une filière pendant une dizaine d’années est constitutif de l’absence de « perspective réelle » ? Là est le nœud de la question. Pour Greenpeace, historiquement opposé au nucléaire, la réponse est oui. L’Autorité de sûreté nucléaire française considère quant à elle : « que la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle d’utilisation de cette matière est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années, et que cette valorisation porte sur des volumes cohérents avec les stocks de matière détenus et prévisibles. […] En tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet. ».

Dix ans ? Ou trente ans ? Ou cent ans ? Ce sont des débats qui peuvent parfois paraître byzantins. Au-delà de la recherche d’une valeur exacte à l’année près qui n’aurait de toute façon aucun sens, il traduit un point qui n’est pas sans intérêt : il n’est pas tout à fait faux de dire que sans projet concret de valorisation, il est difficile d’affirmer qu’un déchet est une ressource. Toutefois, le redémarrage de la filière en 2024 permet sans doute de clore ce point. Pour un certain nombre d’années.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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L’Inde s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. C’est un défi pour cet État encore fortement dépendant du charbon pour sa production d’électricité. Pour parvenir à son objectif, le pays devenu le plus peuplé au monde devant la Chine, mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables.

L’Inde connait une forte croissance économique avec une augmentation du produit intérieur brut (PIB) supérieure à 7 % en 2023. C’est aussi le troisième plus gros consommateur d’énergie au monde. Mais le pays fait face à un véritable défi consistant à soutenir cette croissance (la demande en énergie devrait bondir de 35 % d’ici 2030), tout en tenant compte des enjeux environnementaux. En effet, l’Inde n’est pas épargnée par les catastrophes naturelles, telles que les inondations, les épisodes de fortes chaleurs et de sécheresse, les tremblements de terre ou encore les cyclones.

La neutralité carbone envisagée pour 2070

Lors de la conférence sur le climat (COP26) qui s’est déroulée à Glasgow en 2021, le Premier ministre Narendra Modi s’était engagé à ce que son pays atteigne la neutralité carbone d’ici 2070. Pour étudier les moyens permettant d’atteindre cet objectif, un rapport a été établi par l’Institut indien de gestion d’Ahmedabad (IIMA). Cette étude devait déterminer les méthodes permettant de baisser le coût de l’électricité pour les consommateurs et de décrire le mix énergétique à mettre en place pour atteindre la neutralité carbone.

Pour cela, elle établit plusieurs scénarios en fonction des énergies décarbonées considérées et de différents niveaux de croissance économique possibles. S’il n’est pas question que le charbon cède sa place dominante dans le système énergétique indien au cours des 20 prochaines années, la part du nucléaire et des énergies renouvelables va, elle, augmenter au fil des ans.

Le nucléaire associé aux énergies renouvelables pour réussir la transition énergétique en Inde

Ainsi, le rapport mise sur « une production substantielle d’énergie nucléaire en 2070 ». C’est d’ailleurs avec le scénario qui met l’accent sur l’énergie nucléaire (331 gigawatts [GW] d’ici 2070) que le coût de l’énergie sera au plus bas pour les consommateurs. Le pays avait déjà annoncé vouloir multiplier par trois sa capacité de production nucléaire d’ici 2032 en mettant en service chaque année un réacteur nucléaire, pour atteindre 50 000 mégawatts (MW) installés en 2040.

Du côté des énergies renouvelables, l’Inde avance à grands pas, à l’image de ses gigantesques parcs solaires et éoliens accueillis en plein désert du Thar. Elle a dépassé son objectif de 15 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020 pour se hisser à un niveau de 20 % à cette date. Le prochain défi sera de parvenir à 50 % d’ici 2030. Plusieurs axes ont été adoptés dans ce but : développement de la filière de production d’hydrogène vert (pour laquelle une feuille de route bilatérale a été signée en octobre 2022 avec la France), accélération du déploiement des parcs solaires et éoliens.

Enfin, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, l’Inde mise sur le stockage grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dont la construction est encouragée.

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Aménager une nouvelle centrale nucléaire à quelques dizaines de kilomètres de Marseille ? « Ce n’est pas une question absurde du tout » estimait Emmanuel Macron dans une déclaration le 28 juin 2023. Le président de la République ouvrait ainsi la voie à une réflexion plus poussée sur le sujet. Mais peut-on vraiment aménager un site de production d’électricité nucléaire dans cette zone ? Un tel projet serait-il pertinent ?

Le sud-est de la France est une « péninsule électrique » : située à l’extrémité du réseau électrique national, elle consomme beaucoup plus d’électricité qu’elle n’en produit. Une configuration qui devient problématique avec l’électrification des usages dans le cadre de la transition énergétique, pour l’industrie autant que les particuliers.

Entre raffineries de pétrole, usines chimiques, aciérie et centrales à gaz, la zone industrialo-portuaire à l’ouest de Marseille est justement l’un des sites les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France. Sa décarbonation, via l’électrification, nécessiterait jusqu’à 6 GW de puissance supplémentaire, selon RTE. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français prépare d’ailleurs la construction d’une nouvelle ligne très haute tension de 400 kV aboutissant dans cette zone. L’objectif de cette ligne est de renforcer la capacité de transmission de courant vers ce croissant industriel long de 24 km qui s’étend de Martigues à Port-Saint-Louis du Rhône en passant par Fos-sur-Mer. Une zone aujourd’hui extrêmement dépendante des combustibles fossiles pour fonctionner.

La zone industrialo-portuaire entre Martigues et Port-Saint-Louis du Rhône intègre plusieurs centrales à gaz / Révolution Énergétique.

Un projet vieux de cinquante ans

Derrière ce projet, il y a une réalité : l’absence, à cet endroit, de centrale capable de produire de très grandes quantités d’électricité bas-carbone en continu. Ce n’est pas faute d’y avoir pensé. En 1974, l’État envisageait d’aménager une centrale nucléaire à Martigues, dans le contexte du « plan Messmer ». Le quartier de Ponteau, qui accueille depuis 1971 une centrale au fioul (remplacée par une centrale au gaz en 2012), était privilégiée. « Le site est prévu pour recevoir, soit en thermique, soit en nucléaire, une extension de 3 500 à 4 000 MW […] » explique un document d’EDF datant de 1972.

Le « rapport d’Ornano », du nom du ministre de l’Industrie en poste à l’époque, évoque également la possibilité de construire une centrale en région Provence-Alpes-Côte-d’Azur. Ce document, qui explore le potentiel d’expansion du nucléaire civil en France, envisage d’ailleurs l’aménagement de 30 à 40 centrales en France pour une puissance totale ahurissante de 170 GW « installées à la fin du siècle ». Finalement, le pays se contentera de 19 centrales pour 63 GW. Pour se faire une idée des ordres de grandeur, le record absolu de consommation en France s’élève à 102,1 GW, atteints le 8 février 2012.

Comme de nombreux autres projets nucléaires en France, la centrale nucléaire de Martigues n’a donc jamais été réalisée. Si les communes concernées s’y étaient rapidement opposées à l’époque, l’État ne semble pas avoir insisté pour mener l’idée à son terme. Mais après 50 ans de sommeil, le projet semble refaire surface. Le 29 juin 2023, alors en visite à Marseille, Emmanuel Macron évoquait le sujet à l’occasion d’un échange avec les acteurs du Grand port maritime.

La transition énergétique ressuscite l’idée d’une centrale nucléaire près de Marseille

L’idée d’une nouvelle centrale nucléaire dans la zone portuaire de Marseille-Fos « n’est pas absurde du tout » lançait le président de la République. « Il est nécessaire de se poser cette question sans tabou, car elle est là, il faut regarder si l’ensemble du bassin économique est prêt à accueillir des tranches et des centrales […] C’est un terrain qui a une vocation en la matière. Pourquoi ? Parce qu’on sait qu’on a aussi un immense sujet de refroidissement des centrales. Et les centrales à venir auront vocation à être beaucoup plus près de la mer » lançait Emmanuel Macron, qui estime que 4 EPR satisferaient aux besoins.

Suivant ces déclarations, le président d’EDF Luc Rémont avait annoncé se pencher sur la question. « Quand le président de la République s’exprime en disant qu’il faut étudier quelque chose, naturellement, nous l’étudierons, évidemment ».  « Il est souhaitable d’étudier d’autres sites que les sites existants […] pas forcément pour du très court terme et, j’ajouterais, pas forcément pour des EPR » avait-il précisé à la presse.

Les contours du projet de centrale nucléaire entre Fos et Martigues restent donc extrêmement flous. Nous avons tenté d’interroger les maires des communes potentiellement concernées : Port-Saint-Louis du Rhône, Fos-sur-Mer et Martigues, mais aucun élu n’a souhaité s’exprimer sur le sujet, manifestement délicat. Le parc naturel régional de Camargue, voisin immédiat, et le Grand port maritime n’ont pas non plus répondu favorablement à nos demandes d’interview. Le maire de Marseille, située à une trentaine de kilomètres, avait, lui, rapidement manifesté son opposition dans les médias. « S’il y a un endroit en France où on ne pourra pas faire un EPR, c’est à Marseille » lançait Benoit Payan, évoquant des risques sismiques et de submersion.

Les industries pétrochimiques de Lavéra à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Quid des risques sismiques et de submersion ?

Mais où cette hypothétique centrale pourrait être construite ? Si la zone est effectivement soumise à un risque sismique « modéré » selon la carte du ministère de la Transition écologique, plusieurs sites nucléaires le sont déjà en France. C’est le cas des quatre centrales implantées en vallée du Rhône, de Civaux (Vienne) et de feu-Fessenheim (Haut-Rhin).

Concernant le risque de submersion marine, la zone industrielle de Fos-sur-Mer semble particulièrement sensible à une élévation d’un mètre du niveau de la mer, comparée au littoral de Martigues, comme le montre cette carte du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Si la plupart des marécages seraient inondés, plusieurs vastes terrains resteraient cependant exploitables.

Qu’en est-il du risque de tsunami ? Selon l’Unesco, la probabilité d’une vague géante en Méditerranée est supérieur à 95 % dans les 30 prochaines années. La hauteur de cette vague ne dépasserait pas 2 mètres toutefois. Selon le simulateur du BRGM (réglé à 2,5 m d’élévation), la zone industrielle de Fos-sur-Mer serait cette fois presque entièrement inondée. À l’inverse, les côtes martégales, où se trouve notamment la centrale thermique de Ponteau, apparaissent à nouveau peu affectées par un tel phénomène.

Aménager une centrale nucléaire en bord de mer n’est pas rare : quatre centrales se trouvent au ras de l’océan en France. Certaines sont même aménagées sur des sites à la géologie particulièrement accidentée, comme Penly, Paluel (Seine-Maritime) et Flamanville (Manche), prises en étau entre mer et falaise. Avec sa côte rocheuse, Martigues semble à priori plus adaptée pour accueillir ce type de centrale.

Un des sites à étudier pourrait d’ailleurs ne pas être celui de la centrale thermique actuelle de Ponteau. Car, avec une superficie d’environ 40 hectares (ha), le potentiel du terrain paraît limité. Les centrales nucléaires côtières nécessitent bien plus de surface que cela : Paluel et ses 4 réacteurs occupe environ 180 ha, les 3 tranches de Flamanville 95 ha et les 2 réacteurs de Penly 94 ha en intégrant ses 2 réservations pour de futurs réacteurs.

La centrale thermique de Ponteau à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Combien de réacteurs construire et quelle technologie retenir ?

Selon l’ingénieur et membre de l’association Les voix du nucléaire Benjamin Larédo, un vaste terrain d’environ 200 ha situé à 1,5 km au sud serait plus adapté pour recevoir l’hypothétique centrale nucléaire de Martigues. « Le terrain est surélevé par rapport au niveau de la mer, il y a de la place et il est plus à l’écart des usines chimiques » nous explique-t-il. « Il a un accès beaucoup plus ouvert sur la mer, donc pour les prises d’eau et la dilution des rejets thermiques et chimiques, c’est beaucoup mieux [qu’une implantation dans la zone entre Fos-sur-Mer et Port-Saint-Louis du Rhône, NDLR] » ajoute-t-il.

Cette grande superficie permettrait d’accueillir les deux paires d’EPR (soit 4 réacteurs de 1 650 MW chacun) promues par son association. Selon un calcul effectué par Les voix du nucléaire, la région Provence-Alpes-Côte-d’Azur pourrait devenir exportatrice d’électricité tout en décarbonant son industrie, en optant pour 4 EPR en complément de son importante production solaire, hydraulique et éolienne en mer.

À droite : superposition à l’échelle de la centrale nucléaire de Paluel sur la zone suggérée par l’ingénieur des Voix du nucléaire Benjamin Larédo / Image : Révolution Énergétique, carte Google Earth, modifiée par RE.

« Il faut quelque chose de costaud » nous confirme Ludovic Leroy, un ingénieur œuvrant notamment dans la pétrochimie, qui connaît bien la zone. « Deux paires d’EPR, ça ne me parait pas délirant ici » estime-t-il. « Les industriels sont dans une dynamique de décarbonation qui passe par l’électrification. Ils ont tous des projets de production ou d’utilisation d’hydrogène vert. Fos est d’ailleurs pressenti comme un hub de l’hydrogène. Si vous avez une offre d’électricité décarbonée qui vient s’installer ici, c’est sûr que ça va jouer un rôle dans leur stratégie de décarbonation » explique l’expert, qui évoque les difficultés rencontrées par plusieurs industriels de la zone pour réaliser leurs projets de transition énergétique, faute de production locale suffisante.

Ludovic Leroy mentionne également les SMR, ces petits réacteurs nucléaires en kit toujours en cours de développement, qui pourraient être directement installés dans les sites industriels. « La pétrochimie est intéressée pour intégrer des SMR. Toute la fonction chauffe se fait aujourd’hui dans des fours au gaz naturel. Il y a des développements en cours pour passer sur des fours de cracking électriques. Si vous prenez un SMR de 80 MW, ça collerait très bien avec les besoins d’un vapocraqueur » estime-t-il.

Quel coût pour une nouvelle centrale nucléaire près de Marseille ?

À partir du montant prévisionnel des 6 futurs EPR en projet en France (qui seront construits sur des centrales existantes), on peut estimer autour de 45 milliards d’euros le coût d’une nouvelle centrale nucléaire composée de 4 réacteurs. Un investissement colossal, à comparer évidemment à la production monumentale que l’on peut espérer d’une telle installation : environ 42 TWh annuels, si l’on se base sur les performances de l’EPR d’Olkiluoto en Finlande. Au prix moyen attendu de l’électricité nucléaire (70 €/MWh), voilà de quoi espérer obtenir près de 3 milliards d’euros de recettes annuelles.

Pour générer autant d’énergie avec des éoliennes en mer, il faudrait installer l’équivalent de 28 parcs comme celui de Saint-Nazaire, qui a produit 1,5 TWh en 2023. Ce dernier, d’une puissance de 480 MW, a coûté 2 milliards d’euros. De rapides estimations, qui ne prennent pas en compte le coût tout aussi élevé du stockage d’énergie nécessaire pour compenser les variations de puissance de l’éolien. Car produire de l’hydrogène vert — utile notamment pour fabriquer de l’acier bas-carbone — à partir de sources d’énergie intermittentes, semble plus complexe qu’imaginé. Côté nucléaire, nous ne considérons pas non plus le coût de production, recyclage et stockage du combustible, ni d’éventuels dérapages de budget, qui ne sont pas rares dans cette filière.

Au-delà du coût, il resterait à convaincre élus et populations locales d’accepter l’implantation d’une centrale nucléaire proches de leurs logements et lieux de baignade favoris. La zone est assez densément peuplée : plus de 80 000 personnes résident dans un rayon de 10 km autour de Martigues et près de 2 millions de personnes dans un rayon de 50 km. Si le projet se concrétisait, il nécessiterait un important travail pédagogique et une forte volonté politique pour le mener à terme.

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Les Français sont connus pour être les champions du bas de laine. Nous épargnons beaucoup, en moyenne 17,2 % de notre revenu disponible au 3ᵉ trimestre 2023, et nous ne sommes battus que par la Suisse, la Suède et les Pays-Bas. Cette épargne pourrait-elle être mobilisée pour financer le nouveau nucléaire ?

D’après la Banque de France, le patrimoine financier des Français s’élève à près de 6 000 milliards d’euros (hors immobilier), sous la forme de dépôts à vue, d’épargne réglementée, d’assurance-vie ou d’actions. Dans ce montant, ce sont un peu plus de 920 milliards d’euros qui se trouvent dans ce qui est appelé « l’épargne réglementée des ménages », c’est-à-dire : Livret A, Livret de développement durable et solidaire (LDDS), Livret d’épargne populaire (LEP) ou encore Plan-épargne logement (PEL).

Aujourd’hui, cet argent est alloué à des secteurs rigoureusement définis par la loi. Ce sont 60 % qui sont centralisés par la Caisse des dépôts et consignations (CDC) pour financer la construction de logements sociaux, tandis que les 40 % restants sont gérés par les banques elles-mêmes, notamment pour financer les PME et la transition énergétique.

Une source de financement convoitée

Or, nous sommes dans un contexte où les taux d’intérêt ont très fortement augmenté, du fait en particulier des hausses des taux décidées par la Banque centrale européenne (BCE). Ces hausses conduisent à un renchérissement notable des dépenses d’investissement, en particulier dans l’industrie. De ce fait, la possibilité d’affecter l’épargne des Français au financement de nouveaux secteurs industriels est scrutée à la loupe par le gouvernement.

En ce début d’année, une mesure avait fait grand bruit. Dans le cadre du projet de loi de finances 2024, elle prévoyait le fléchage de cette épargne vers le financement de l’industrie de la défense. Cela avait mené à une levée de boucliers, dans la mesure où 54 % des Français y seraient opposés, selon un sondage de l’institut YouGov. Concernant la transition énergétique, l’épargne des livrets réglementés (Livret A, LDDS, LEP…) pourrait-elle être mobilisée pour financer les nouvelles constructions nucléaires ?

Pourquoi cette option est intéressante pour le nouveau nucléaire ?

Le nouveau nucléaire coûte cher. Ainsi, le chantier du réacteur EPR de Flamanville se chiffrerait aujourd’hui à 13,2 milliards d’euros, selon EDF. Toujours selon l’évaluation 2024 de l’énergéticien, la construction de six nouveaux réacteurs EPR2 en France coûterait 67,4 milliards d’euros – hors coûts financiers. Il va sans dire que l’investissement dans ce parc nécessiterait de mobiliser d’énormes capacités de financement.

L’affectation d’une partie de l’épargne déposée par les Français sur les livrets réglementés serait de nature à assurer une partie de ce financement. Premier constat : les durées d’investissement sont compatibles. En effet, les livrets réglementés sont adaptés aux financements portant sur de longs termes, sur des durées de 25 à 50 ans, cohérentes avec le cycle de vie des centrales nucléaires. Rappelons justement que l’EPR a été conçu pour une durée de vie de 60 ans. Un financement compatible avec de telles échéances de temps est toutefois difficile à obtenir sur les marchés financiers, lesquels tendent à privilégier des investissements de plus court terme.

Cela se traduirait en particulier par des coûts financiers plus élevés pour EDF, si l’énergéticien devait trouver ces financements sur les marchés privés. Ces derniers coûts viendraient à leur tour alourdir encore la facture du nouveau nucléaire. EDF a par ailleurs une dette importante, et l’accroissement de cette dernière serait de nature à dégrader sa notation, conduisant à augmenter encore les taux d’intérêt. En revanche, l’utilisation de l’épargne réglementée apporterait la garantie de l’État français, avec des conditions d’emprunt plus favorables pour ces investissements de long terme.

Un nécessaire arbitrage des ressources

Nous pouvons par ailleurs constater que les montants sont compatibles. Comme précisé plus haut, le nouveau nucléaire représenterait un investissement d’environ 70 milliards d’euros. À titre de comparaison, l’épargne regroupée par le Livret A et le LDD s’élève à 571 milliards d’euros à début 2024. Par ailleurs, en dépit de l’inflation et des dépenses supplémentaires occasionnées par cette dernière, le montant déposé par les Français a poursuivi son augmentation : ce sont de l’ordre de 50 milliards d’euros supplémentaires qui ont été collectés en 2023.

Financer le nouveau nucléaire par les livrets réglementés conduirait toutefois à une modification significative de l’affectation des ressources qu’ils constituent. En particulier, cela remettrait-il en cause le financement des logements sociaux ? Il s’avère, d’après l’économiste Philippe Crevel, directeur du Cercle de l’Épargne, que le logement social n’utilise pas la totalité des ressources disponibles, faute d’un nombre suffisant de projets de construction. En conséquence, il existerait donc bien une capacité de financement disponible, accrue en outre par la hausse de la collecte de ces dernières années.

Au-delà de ces réflexions sur l’arbitrage de l’affectation des livrets réglementés, reste cependant à savoir si les Français eux-mêmes approuveraient ce nouvel usage de leur épargne. Fin 2023, un sondage mené par l’institut Ifop pour Le Journal du Dimanche indiquait que 65 % des Français étaient favorables à la construction des six nouveaux réacteurs EPR2. Seraient-ils prêts en outre à engager leur propre épargne dans ce projet ?

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Le chantier de l’EPR de Flamanville va enfin voir le bout du tunnel, après des années de retard et la flambée de son coût de fabrication. Révolution Energétique fait le point sur le calendrier à venir qui devrait enfin aboutir sur le démarrage du réacteur cet été.

La filière du nucléaire est en plein regain depuis le discours de Belfort du président de la République en février 2022 annonçant la construction de six nouveaux EPR (voir notre carte) ainsi que la possibilité d’en fabriquer huit supplémentaires par la suite. Mais le secteur est hanté par les difficultés abyssales du chantier de Flamanville. Pour rappel, ce chantier consiste à ériger le premier réacteur nucléaire EPR de France, d’une puissance de 1 600 mégawatts (MW), sur le site de la centrale de Flamanville (Manche). Les travaux ont débuté en 2007 et devaient prendre fin en 2012. Les obstacles se sont multipliés durant les travaux, conduisant à un retard de 12 ans et à l’explosion du budget, qui est passé de 3,3 à 19,1 milliards d’euros. Autant dire que la mise en service de l’EPR de Flamanville sonnerait la fin d’un long calvaire pour EDF. Et 2024 devrait être la bonne année pour cela.

La phase de tests grandeur nature terminée fin 2023

L’année 2023 avait déjà permis de bonnes avancées sur le chantier. À l’automne, l’énergéticien français avait lancé une série de tests grandeur nature pour préparer le démarrage de l’EPR. Elle a mobilisé 1 000 personnes pendant 10 semaines et s’est terminée le 10 décembre 2023. Elle a permis d’activer la chaudière (sans réaction nucléaire) ainsi que la turbine, dans différentes conditions, même les plus difficiles. À ce stade, EDF espérait pouvoir lancer son réacteur avant l’été. Mais EDF n’en a pas fini pour autant avec les démarches administratives avant de pouvoir le mettre en route pour de bon. L’année 2024 va en effet marquer de nouvelles étapes indispensables pour permettre de lancer la production d’électricité de l’EPR.

Une étonnante consultation du public avant la délivrance de l’autorisation de mise en service

À la suite de la demande d’autorisation de mise en service du réacteur transmise par EDF à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2021, une consultation du public s’est déroulée du 5 juin au 15 septembre 2023. Une seconde consultation a eu lieu du 15 janvier au 15 février 2024.

Mais ce n’est pas fini. L’ASN a ensuite publié sur son site internet son projet de décision autorisant la mise en service de l’EPR. Cette diffusion se déroule pendant trois semaines, du 27 mars au 17 avril 2024. Ce n’est qu’à l’issue de cette phase qu’EDF recevra enfin l’autorisation de mise en service, avec quelques semaines de retard par rapport à son dernier calendrier en date. Ce feu vert lui permettra de procéder à un premier chargement de combustible, avant de lancer les opérations de démarrage.

D’ailleurs, l’énergéticien a indiqué fin février 2024 que le combustible était prêt. Mais il faudra attendre l’été 2024 pour voir enfin démarrer l’EPR qui devrait atteindre 100 % de sa capacité de production d’ici la fin d’année. À noter qu’un arrêt du réacteur est d’ores et déjà programmé pour 2026 sur une durée de plusieurs mois, afin de réaliser ce qu’EDF appelle une « visite complète 1 ». Des détails seront communiqués ultérieurement pour déterminer les modalités de cette inspection.

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La crise climatique n’attend pas et certains pays comme la France misent notamment sur le nucléaire pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Mais la complexité et la lenteur de mise en œuvre des projets de nouveaux réacteurs ne sont-ils pas un obstacle pour atteindre rapidement leurs objectifs climatiques ?

Concernant le changement climatique, tous les experts s’accordent à dire qu’il y a urgence à intervenir. Le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié en 2023 constate que le réchauffement au niveau mondial a déjà atteint 1,2 °C par rapport à l’ère préindustrielle. Nous devons prendre des mesures immédiates pour contenir ce réchauffement sous la barre des 2 °C à l’horizon 2100, afin de préserver nos conditions de vie sur Terre.

Six nouveaux réacteurs nucléaires en France : suffisant pour le climat ?

La France a choisi de miser sur le nucléaire pour décarboner sa production électrique et atteindre ainsi ses objectifs climatiques. D’ailleurs, le mix électrique français est déjà dominé par l’atome, mais face à l’électrification massive des usages qui va naturellement entraîner une hausse de la demande, la construction de six nouveaux réacteurs de type EPR2 est prévue. Par la suite, la possibilité de construire huit nouveaux réacteurs sera étudiée.

Mais avons-nous le temps de construire ces nouveaux EPR ? Ne sera-t-il pas trop tard pour le climat lorsqu’ils entreront en service ? Récemment, le PDG du constructeur de réacteurs à l’uranium non enrichi, AtkinsRéalis, a déclaré au Financial Times que « nous devenons tous trop optimistes » en ce qui concerne les chantiers de réacteurs nucléaires. Selon lui, il faudrait « ralentir un peu, passer plus de temps sur la phase de planification ».

Ralentir sur le calendrier des EPR, n’est-ce pas risqué pour le climat ?

Mais avons-nous le temps de ralentir ? En France, les six nouveaux réacteurs, prévus pour être installés sur des sites existants, n’entreront pas en service avant 2035 pour la première paire et 2042 pour la troisième paire, si tout se passe comme prévu. Or, on l’a déjà vu avec le chantier de Flamanville : quand on parle d’EPR, il peut toujours y avoir des surprises et des retards.

Or, compte tenu de l’urgence climatique, on peut se demander si l’atome constitue un bon outil. En réalité, les six prochains EPR ne seront qu’une des clefs permettant de répondre aux enjeux environnementaux. Et ce ne sera pas la seule. La France compte déjà un parc nucléaire de 56 réacteurs dont il est question de prolonger la durée de vie jusqu’à 80 ans pour certains. Parallèlement, les énergies renouvelables vont progresser pour permettre de produire une électricité décarbonée, dans un temps plus rapide que les nouveaux réacteurs. Ainsi, la construction de nouveaux réacteurs, au rythme actuel, ne permettrait pas de répondre à elle seule aux objectifs environnementaux de la France. C’est la raison pour laquelle elle est accompagnée d’autres solutions comme la prolongation du parc nucléaire existant et les énergies renouvelables telles que l’hydroélectricité, le stockage, le solaire photovoltaïque, l’éolien et la biomasse.

Allier le nucléaire aux énergies renouvelables pour atteindre les objectifs climatiques

Même si la construction de grands barrages hydroélectriques parait compliquée sur le territoire, il n’en va pas de même pour les autres énergies renouvelables. Ainsi, les panneaux solaires fleurissent un peu partout sur les toitures, que ce soit chez les particuliers, mais également sur les grands bâtiments. Une loi a même prévu une obligation pour doter les grands parkings d’ombrières photovoltaïques. Les projets d’éolien sur terre et en mer se multiplient aussi et le législateur a assoupli les règles pour accélérer l’aboutissement de ces projets.

Pour autant, l’affirmation précitée du PDG d’AtkinsRéalis invitant à prendre davantage de temps sur la phase de conception des projets de réacteurs n’est pas dénuée de bon sens. Prendre le temps d’approfondir l’étude des projets permettrait peut-être de mieux les chiffrer, que ce soit en termes de coût et de délai, voire de choix technologique, évitant ainsi les déconvenues ultérieures. Pour prendre un exemple récent à ce sujet, le montant des six prochains EPR a déjà explosé. Initialement évalué à 51,7 milliards d’euros, il est passé à 67,4 milliards d’euros. Une augmentation qui s’expliquerait par l’allongement des délais d’élaboration des plans génériques du réacteur.

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Jusqu’ici farouchement opposé au nucléaire, le Luxembourg est-il en train de retourner sa veste ? Sans aller jusqu’à vouloir construire une centrale nucléaire sur son sol, le pays de 645 000 habitants a annoncé, par le biais de son premier ministre, être ouvert à la technologie.

En marge du sommet européen sur le nucléaire, qui s’est tenu la semaine dernière à Bruxelles, le Premier Ministre du Luxembourg, Luc Frieden, a eu des mots pour le moins surprenants concernant le nucléaire. Celui-ci a, en effet, déclaré que le gouvernement luxembourgeois était ouvert à la technologie nucléaire. Il a ajouté que le Luxembourg ne souhaitait pas dire aux autres pays comment abandonner l’énergie fossile, sous-entendant que le nucléaire était une solution comme une autre. Si celui-ci a également rappelé qu’il n’y aurait pas de centrale nucléaire dans le pays, cette déclaration tranche avec la traditionnelle position anti-nucléaire du Luxembourg. L’année dernière encore, Xavier Bettel, alors Premier Ministre, tenait un discours opposé au nucléaire en affirmant que cette technologie n’était ni sûre, ni rapide, ni bon marché et n’était pas respectueuse du climat.

Un changement surprenant pour un pays historiquement opposé au nucléaire

L’opposition du Luxembourg contre le nucléaire ne date pas d’hier, mais fait suite à un projet de centrale qui aurait dû être mise en service dans la ville de Remerschen en 1981. À l’époque, le projet de construction d’une centrale de 1 300 MWe avait failli voir le jour. Cependant, dès le début du projet, en 1973, la société civile luxembourgeoise avait commencé à former une résistance contre cette centrale. Si cette opposition massive a abouti à l’abandon du projet en 1979, elle ne s’est pas arrêtée aux frontières du pays, et a duré jusqu’au milieu des années 1990 contre le projet voisin de la centrale française de Cattenom. Depuis lors, le gouvernement luxembourgeois a non seulement abandonné l’idée de construire une centrale nucléaire, mais a demandé à de nombreuses reprises la fermeture de la centrale française de Cattenom (5 200 MWe) ainsi que des centrales belges de Tihange (2 000 MWe) et de Doel (1 928 MWe).

À ce jour, le pays est largement importateur d’électricité, puisqu’il en consomme environ 6,7 TWh par an (2022), mais n’en produit que 2,2 TWh (2022), dont la majorité provient de l’hydroélectricité. La consommation électrique moyenne par habitant est presque deux fois plus élevée au Luxembourg qu’en France (12 135 MWh/an/habitant au Luxembourg contre 6 908 MWh/an/habitant en France).

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L’émergence de nouveaux projets dans l’énergie nucléaire en Europe est freinée par le refus de la Banque européenne d’investissement (BEI) de soutenir financièrement la filière. Une posture qui pourrait toutefois évoluer à l’avenir, à la faveur du changement de sa présidence.

L’Union européenne (UE) se divise en deux camps, s’agissant de la transition énergétique : les pro-nucléaires, dont la France fait partie, qui placent l’atome au cœur de leur stratégie de décarbonation. Et les anti-nucléaires, au premier rang desquels se trouve l’Allemagne, qui considèrent que le nucléaire est dangereux et ne doit pas être développé, à l’inverse des énergies renouvelables. La scène européenne oppose souvent les deux camps, chacun étant déterminé à défendre ses principes.

L’Alliance du nucléaire gagne du terrain sur la scène européenne

Ces derniers temps, les pronucléaires gagnent du terrain. Réunis à l’initiative de la France, 16 États se sont regroupés en « Alliance du nucléaire » pour faire entendre leur voix. En juillet 2023, ils ont appelé la Commission européenne à soutenir davantage l’atome, en le plaçant sur un pied d’égalité avec les énergies renouvelables. Le 4 mars 2024, à l’occasion d’une nouvelle réunion, l’alliance a demandé que le nucléaire puisse bénéficier de l’ensemble des financements européens, sans discrimination, à savoir le soutien de la BEI, le fonds innovation, etc.

Le financement des projets nucléaires par la BEI est possible, sur le papier en tout cas. Mais en pratique, la banque européenne traîne des pieds. Selon le ministre de l’Économie Bruno Le Maire, les investissements de la BEI sont en chute libre depuis le début des années 2000 : « la Banque européenne d’investissement a financé jusqu’à 7 milliards d’euros d’investissements sur le nucléaire. Après 2000, ça a été à peine un milliard ». Pour comparer, la BEI a accordé plus de 10 milliards d’euros dans les énergies renouvelables, rien que pour l’année 2021.

Une lueur d’espoir pour les investissements de la BEI en faveur du nucléaire

Mais les choses pourraient se débloquer à l’avenir. En effet, début 2024, la présidence de la BEI a changé, passant de l’Allemand Werner Hoyer, opposé à l’atome, à l’Espagnole Nadia Calvino. Cette dernière semble plus encline à soutenir le nucléaire. En outre, lors du dernier sommet sur l’énergie nucléaire qui s’est tenu le 21 mars, la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen a apporté son soutien au nucléaire en affirmant qu’il fallait « garantir de nouveaux investissements » dans le secteur. Le vent pourrait donc être en train de tourner sur la scène européenne en faveur de l’atome. Et les projets de petits réacteurs modulaires (SMR) pourraient en être les premiers bénéficiaires.

Pour les porteurs de projets, obtenir un prêt de la part de la BEI permet d’obtenir des conditions de financement avantageuses à hauteur de 50 % maximum du coût du projet. Mais ce soutien est également un signal favorable adressé à d’autres investisseurs.

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La politique de transition énergétique allemande, appelée « Energiewende » vise à sortir du nucléaire et à parvenir à un taux de 100 % d’électricité renouvelable d’ici 2050. Pour cela, l’Allemagne a fait des choix qui ne se sont pas tous avérés gagnants. Et si nos voisins d’outre-Rhin étaient tout simplement en train de rater leur transition énergétique ?

Porté par le charbon et le nucléaire jusqu’au début des années 2000, le mix électrique allemand a ensuite progressivement changé de visage. L’Energiewende, qui se traduit littéralement par « transition énergétique », donne un nouvel aspect à son mix électrique pour parvenir à une électricité entièrement renouvelable d’ici 2050. Pour cela, plusieurs choix ont été adoptés.

L’abandon du nucléaire, un choix porté par la population en Allemagne

D’abord, la décision a été prise d’abandonner le nucléaire. En effet, la population allemande étant culturellement anti-nucléaire depuis le début des années 1970, avant un renforcement du mouvement suite aux accidents de Tchernobyl puis de Fukushima, cela a incité les pouvoirs publics à acter la fin l’atome. La catastrophe de Fukushima a par ailleurs condamné définitivement l’énergie nucléaire outre-Rhin.

Ainsi, les trois dernières centrales encore en activité sur le territoire ont été déconnectées du réseau en avril 2023. On peut se demander si le calendrier était bon, étant donné le contexte difficile sur le plan énergétique avec la flambée des prix de l’énergie et les tensions d’approvisionnement en gaz liées à la guerre en Ukraine. En outre, rappelons que le nucléaire est une source de production d’électricité décarbonée qui aurait pu peser dans l’atteinte des objectifs du pays.

Le gaz, un allié privilégié pour la transition énergétique allemande

Afin d’atteindre son ambition d’électricité 100 % renouvelable, nos voisins d’outre-Rhin doivent s’appuyer sur une source de production flexible, indispensable pour accompagner les énergies renouvelables dont la production est extrêmement fluctuante. Ces sources de production flexibles sont le fioul, le gaz, le charbon, l’hydroélectricité dans certains cas, et le nucléaire. L’énergie nucléaire ayant été expulsée de l’équation par choix politique et le potentiel hydroélectrique étant faible, il ne reste donc plus qu’à l’Allemagne le charbon et le gaz, qui sont des énergies fossiles.

Dans les faits, le pays exploite actuellement le charbon, le gaz et les interconnexions (imports/exports de ses pays voisins) pour compenser la variation de l’éolien et du solaire. L’Allemagne est productrice de charbon et particulièrement de lignite, une sorte de charbon à faible pouvoir calorifique. Du côté du gaz, le pays était fortement dépendant des importations en provenance de la Russie. La situation géopolitique a donc perturbé les approvisionnements en gaz, incitant les Allemands à trouver des solutions : importations de gaz naturel liquéfié (GNL) auprès d’autres pays et importations de gaz naturel depuis la Norvège. Miser sur le gaz naturel pour sa transition énergétique tout en étant extrêmement dépendant de la Russie pour ses approvisionnements était un pari risqué pour l’Allemagne qui s’est trouvée en difficulté et a dû trouver des solutions en urgence avec la guerre en Ukraine.

Sur le plan climatique, le gaz et le charbon émettent du CO₂. Ceci explique que, malgré le développement des énergies renouvelables (ENR) dans le pays qui ont permis de faire baisser les émissions de CO₂ de 10 % en 2023, le niveau de ces émissions reste malgré tout très élevé en Allemagne (673 millions de tonnes en 2023).

L’hydrogène pour décarboner la production d’énergie

L’Allemagne a également fait un parti technologique incertain, en choisissant de développer de l’hydrogène dans le cadre de son Energiewende. On parle ici d’hydrogène vert, donc produit à partir de l’électrolyse de l’eau et d’électricité 100 % renouvelable. L’Allemagne mise sur cette source de production pour décarboner son industrie ainsi que le secteur de la mobilité lourde. Le pays s’est fixé comme objectif d’atteindre une capacité de production d’au moins 10 gigawatts (GW) d’ici à 2030. Pour cela, des pipelines d’hydrogène doivent être installés sur 1 800 km d’ici 2030, ce projet bénéficiant d’un soutien financier de l’État dans le cadre du programme européen des projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC).

Mais, outre les pertes d’énergie considérables engendrées par la production, le transport et la consommation de l’hydrogène, l’Allemagne ne pourra pas en produire suffisamment pour couvrir sa consommation. Il est donc prévu d’en importer à hauteur de 70 % de ses besoins. Plusieurs accords ont été signés avec des pays comme le Canada, les Émirats arabes unis, l’Australie ou encore la Norvège. En pratique, l’hydrogène vert n’est pas forcément à la hauteur des attentes de l’Allemagne. Par exemple, après avoir lancé en grande pompe le train à hydrogène, nos voisins ont finalement revu leur stratégie pour décarboner le secteur ferroviaire. En effet, le train à hydrogène s’est avéré peu rentable économiquement, incitant le pays à l’abandonner au profit des trains à batterie.

L’Allemagne, un peu seule dans la défense des carburants de synthèse

Par ailleurs, l’Allemagne défend les carburants synthétiques au point de peser fortement dans la balance des négociations européennes pour faire accepter la poursuite des ventes de voitures thermiques neuves après 2035, à condition qu’elles roulent avec ce type de carburant. Fervents défenseurs de l’e-fuel et opposés au tout électrique pour les véhicules, les Allemands pensaient rassembler de nombreux États autour des carburants de synthèse afin de les inciter à construire des usines de production.

Mais nos voisins peinent à convaincre et seuls trois pays ont signé la déclaration commune préparée par l’Allemagne : la Tchéquie, le Japon et le Maroc. Il semble donc qu’à ce jour, l’Allemagne soit assez isolée sur la défense des carburants de synthèse. Pour conclure, l’Allemagne a fait des choix radicaux pour sa transition énergétique qui s’avèrent peut-être un peu risqués compte tenu de la conjoncture, notamment du fait de l’abandon de l’atome et de l’importance laissée au gaz naturel. L’avenir nous dira si ces choix étaient les bons pour parvenir à ses objectifs.

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EDF et le ministère des Armées viennent d’annoncer un partenariat visant à permettre la production de tritium sur le sol français grâce aux réacteurs de la centrale de Civaux. Ce gaz rare est un ingrédient indispensable de la dissuasion nucléaire.

À la suite de sa visite de la centrale nucléaire de Civaux, Sébastien Lecornu, ministre des Armées, a annoncé qu’une activité d’irradiation de matériaux allait démarrer dans la centrale pour le compte de l’Armée française, avec l’appui du Commissariat à l’énergie atomique (CEA).

Étudiée depuis les années 1990, cette collaboration est le fruit d’une planification de longue date destinée à sécuriser l’approvisionnement français en tritium, un élément indispensable à la dissuasion nucléaire. Ainsi, à partir de 2025, le CEA devrait livrer à la centrale de Civaux des matériaux particuliers contenant du lithium. Ces matériaux seront assemblés puis chargés dans le cœur d’un des deux réacteurs du site pour une durée d’environ 7 mois, avant d’être retirés puis démontés. À l’issue de cette phrase d’irradiation, les matériaux seront renvoyés au CEA pour les dernières étapes de production du tritium.

Pourquoi le tritium est-il indispensable à la force de dissuasion nucléaire française ?

Si la recette de la bombe thermonucléaire française est un secret très bien gardé, le tritium en serait un élément indispensable. Une bombe thermonucléaire repose sur un mécanisme de fission – fusion – fission. Elle est composée de deux étages : le premier étage est une bombe à fission, généralement constituée d’uranium ou de plutonium. Cette première réaction de fission engendre des conditions de température et de pression propices à la fusion nucléaire. À cet instant, dans le deuxième étage de la bombe, le tritium et le deutérium présents fusionnent pour donner de l’hélium et génèrent une très grande quantité d’énergie. Enfin, cette réaction de fusion engendre une nouvelle réaction de fission du reste du combustible radioactif présent dans la bombe.

Dans ce mécanisme complexe, le tritium a deux utilités : dans le premier étage, il permet de doper la première réaction de fission. Au second étage, il est au cœur de la réaction de fusion avec le deutérium. Il est à noter que le tritium du deuxième étage de la bombe est parfois remplacé par du deutérure de lithium. Cet élément, une fois bombardé de neutron, génère du tritium et rend alors possible la réaction de fusion. Si aucune donnée officielle n’existe sur le sujet, il semblerait que chaque tête nucléaire contient environ 4 g de tritium.

En France, ces ogives thermonucléaires sont réparties en deux catégories. Les têtes nucléaires océaniques (TNO), d’une puissance de 100 kt (kilotonnes, une kilotonne équivalent à 1 000 tonnes de TNT), équipent les missiles M51 que l’on retrouve à bord des sous-marins lanceurs d’engins de classe Le Triomphant. Ces missiles, d’une portée de 6 000 km, peuvent embarquer jusqu’à 6 têtes nucléaires. Les têtes nucléaires aéroportées (TNA), d’une puissance de 300 kt, équipent les missiles ASMP-A, d’une portée de 500 km, qui peuvent être lancés depuis des Mirage ou des Rafale. Comparativement, les bombes thermonucléaires sont nettement plus puissantes que les bombes nucléaires. Alors que Little Boy, la bombe larguée sur Hiroshima, représentait l’équivalent de 15 000 tonnes de TNT, la première bombe thermonucléaire avait une puissance de 100 000 tonnes de TNT.

Un élément difficile à conserver

Outre le fait qu’il est très rare à l’état naturel, le tritium constitue un véritable enjeu stratégique, car il a la particularité de posséder une demi-vie de seulement 12,5 ans. En conséquence, il se désintègre et disparaît spontanément, à tel point qu’au bout de 25 ans, un stock perd 99,5 % de sa radioactivité. Jusqu’en 2009, la production française était assurée par le CEA grâce aux réacteurs nucléaires Célestin 1 et 2 du site de Marcoule. Mais depuis l’arrêt définitif de ces derniers, la France vit sur ses stocks qui sont suffisamment importants pour tenir jusqu’à l’horizon 2035-2040. Le recours à la centrale de Civaux permet de relancer la filière du Tritium tout en évitant de lourds investissements financiers.

Pour EDF, l’activité d’irradiation de matières pour des organismes tiers est une première, mais pourrait bien se développer. L’énergéticien français a, en effet, trouvé un accord avec Westinghouse pour la production de Cobalt-60, un isotope utilisé en médecine.

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