Commission Schellenberger : les politiques et le CEA, des experts ostracisés Audition 10 ) Yves Bréchet

 1) La fonction de Haut-Commissaire au CEA : un devoir de franchise totale

J’ai occupé la fonction de Haut-commissaire à l’énergie atomique de 2012 à 2018, soit deux mandats de trois ans, à l’issue desquels j’ai souhaité ne pas être renouvelé. J’ai rejoint la compagnie Saint-Gobain en qualité de directeur scientifique en 2018. Depuis 2019, je préside le conseil scientifique de Framatome. J’ai conservé une activité de recherche et de collaboration avec des universités étrangères.

En quoi consiste la fonction de Haut-commissaire à l’énergie atomique ? …Il est ainsi le conseiller de l’exécutif pour les questions scientifiques et techniques relatives à l’énergie nucléaire. Il peut saisir les ministres intéressés de propositions relatives à l’orientation générale scientifique et technique du CEA.

…Il est membre du comité de l’énergie atomique, qui examine toutes les questions relatives au CEA…Il est le conseiller scientifique et technique de l’administrateur général du CEA pour l’orientation générale de l’établissement, ce pour quoi il est assisté d’un conseil scientifique, qu’il préside…Il est responsable de la chaîne de sécurité de l’intégrité des moyens concourant à la dissuasion et ne relevant pas du ministère de la défense…

Chaque titulaire de la fonction l’exerce avec son style propre. Pour ma part, j’ai adopté un positionnement exclusivement technique, et transmis mes rapports aux autorités concernées, à l’exclusion de toute diffusion publique. J’ai théorisé cette pratique de la façon suivante : ce devoir de réserve absolu, revendiqué dès ma nomination, va de pair, à mes yeux, avec un devoir de franchise totale. Je ne me suis jamais départi ni de l’une, ni de l’autre.

Les documents émanant du Haut-commissaire sont à diffusion restreinte. Tous ont systématiquement été transmis aux conseillers techniques des ministères concernés, principalement ceux chargés de l’environnement et de l’énergie, de l’industrie, de la recherche et de la défense, ainsi qu’aux cabinets du Premier ministre et du Président de la République.

En six ans, j’ai dû rédiger ou piloter environ 4 000 pages de rapport… Haut-commissaire, n’excédant pas dix pages, portaient sur un point nécessitant une information directe et rapide. Par exemple : Sur la nécessité des RNR, Opportunité des petits réacteurs modulaires (SMR), Radiothérapie, Épidémiologie des cancers de la thyroïde, Les échelles de temps dans le nucléaire, Opportunité de développer la filière thorium, La participation française aux rapports du GIEC ou encore La chimie séparative au CEA et son application hors nucléaire.

 

2) Comment la cohérence d’une stratégie industrielle a cédé la place à l’opportunisme d’une stratégie de communication

 

L’électricité produite par le nucléaire est essentiellement décarbonée. Dans une optique de lutte contre le réchauffement climatique, il est absurde de dépenser des milliards pour la décarboner. Le démantèlement des centrales est une technologie certes maîtrisée, mais qui créera moins d’emplois que leur fermeture n’en supprime.

 

Le fonctionnement des centrales est sûr. La létalité de l’énergie nucléaire est faible, par comparaison avec les autres sources d’électricité, notamment les sources fossiles. La gestion des déchets est garantie par les technologies de leur vitrification et de leur stockage géologique profond, dans lesquelles la France a une avance reconnue.

 

Le problème des ressources en uranium est résolu par la technologie des neutrons rapides et par la fermeture du cycle, qui permettent d’utiliser l’uranium appauvri et de maintenir le bilan en plutonium. La filière à neutrons rapides, dans laquelle la France était pionnière, a été abandonnée en 2018, par une décision à courte vue qui restera dans l’histoire comme un modèle de stupidité ou de cynisme.

 

Il importe de comprendre comment la cohérence d’une stratégie industrielle a cédé la place à l’opportunisme d’une stratégie de communication. L’historique de la filière et l’inventaire des difficultés industrielles rencontrées permettent de mieux comprendre la situation actuelle…

Ne pas avoir construit de réacteurs pendant les vingt ans qui ont suivi (le plan Messmer) a induit une perte de compétences industrielles, une dégradation de l’outil de production et un délitement du tissu de sous-traitants, dont nous payons aujourd’hui le prix. La doctrine de libéralisation des marchés appliquée à l’électricité, dont la nature non stockable demeure à ce jour incontournable, et la démission des États européens face au besoin pourtant croissant de fournir à tous les citoyens une énergie à bon marché, a amené à une déstructuration ayant pour conséquence une situation économiquement et politiquement intenable, caractérisée par des prix négatifs et une déstabilisation des réseaux.

La gestion de l’intermittence des énergies renouvelables (ENR) et leur déploiement massif, conjugué à la perte de capacités pilotables, signalée à plusieurs reprises par l’autorité de sûreté nucléaire (ASN), ont induit une grave dépendance au gaz à l’échelle européenne, présentant un risque géopolitique grave. Je pourrais ajouter aujourd’hui que l’histoire récente nous en donne la preuve.

Le prix à payer pour ces erreurs historiques sera lourd. La destruction, à l’heure même de l’urgence climatique, de ce qui a été un fleuron industriel du pays et qui constitue l’un de ses meilleurs atouts dans la lutte contre le dérèglement climatique, l’absence de stratégie claire de remplacement du parc dans le domaine électronucléaire, le sacrifice d’outils industriels amortis et au fonctionnement sûr, la confusion entretenue entre la lutte contre le réchauffement climatique, qui suppose une décarbonation de notre énergie, le manque de lucidité sur les liens organiques entre la dissuasion nucléaire et la propulsion, et les technologies industrielles civiles, tout cela relève au mieux de l’ignorance, au pire de l’idéologie.

3) L’arrêt de la filière à neutrons rapides ou l’étranglement discret du nucléaire

Sauf à supposer que personne, dans les ministères et les administrations, ne lit les rapports techniques, la décision d’arrêter le projet Astrid a été prise en connaissance de cause. J’ai rédigé quatre notes à ce sujet. Le CEA a remis, lors d’une réunion interministérielle, un dossier très complet, tant sur les aspects techniques du projet que sur ses implications industrielles et en termes de relations internationales, concernant notamment les collaborations initiées avec le Japon. J’ai de surcroît remis un rapport détaillé sur les options de fermeture du cycle et son état de maturité.

La note que je vais vous lire date d’août 2017, soit juste avant que la décision ne soit officiellement prise. Elle remet en perspective la décision à prendre, à l’aune de soixante-dix ans d’investissement du contribuable, et décrit, en des termes non techniques, les conséquences de la décision qui était sur le point d’être prise.

La question de la fermeture du cycle des matières nucléaires constitue une illustration de la nécessité d’une instruction technique approfondie des dossiers. La fermeture du cycle vise à éviter l’accumulation des déchets nucléaires, principalement constitués de plutonium, et à tirer le maximum d’énergie des matières premières issues du minerai d’uranium.

Il se trouve que les réacteurs à neutrons rapides (RNR) sont capables de brûler tous les isotopes du plutonium, donc de transformer ce déchet en ressource, et peuvent également brûler l’uranium naturel et l’uranium appauvri. Ils peuvent donc transformer les déchets en ressource et consommer toutes les matières fissiles issues de la mine.

À l’heure actuelle, personne n’est capable de dire quelle proportion d’énergie décarbonée non nucléaire est compatible avec nos sociétés industrielles. On ne sait pas quelles sont les capacités de stockage réalistes. On ne sait pas quelles modifications du réseau de distribution sont indispensables. On ne sait pas quelle part de production et de consommation localisées est compatible avec un mix énergétique donné. Quant à la production d’électricité décarbonée à partir d’énergies fossiles, rendue possible par un stockage de masse du CO2, elle est à ce jour un vœu pieux.

Quoi qu’il en soit, l’utilisation, même « modérée », du nucléaire impose de fermer le cycle, sous peine de laisser la filière nucléaire s’étouffer sous ses propres déchets. Ne pas fermer le site condamnerait à terme le nucléaire dans notre pays.

Renoncer à cette option sans le dire forcerait la décision politique de façon malhonnête, en donnant de facto au nucléaire un statut d’énergie de transition. La conserver préserve au contraire la possibilité de l’usage du nucléaire dans la proportion qui sera nécessaire, car, à tout moment, les flux de matière entrant et sortant seront équilibrés, sans accumulation s’agissant des déchets non ultimes. Ne pas fermer le cycle, c’est rendre le nucléaire non viable car non durable. C’est irresponsable et politiquement indéfendable, car cela prive le politique d’une marge de manœuvre et revient de facto à décider à sa place…

L’arrêt du programme Astrid a été pris au plus haut niveau de l’exécutif, par le Président de la République et le Premier ministre. Toutes les informations étaient disponibles et ont été sciemment ignorées.

4) Les relations entre expertise scientifique et politique

Pourquoi, en six ans de mandat et malgré mes demandes réitérées, le comité à l’énergie atomique n’a-t-il été réuni que deux fois, dont une seule dans sa configuration légale, et non chaque année, comme il l’a été s’agissant du nucléaire militaire, soit dit en passant ? Pourquoi est-il rarissime de recevoir un retour sur un rapport technique ? Pourquoi tant de rapports, tels le rapport d’Escatha-Collet-Billon, disparaissent-ils sans laisser de traces ? Pourquoi les avis réitérés de l’Académie des sciences et de l’Académie des technologies sont-ils reçus dans un silence poli ?

Ces dysfonctionnements ont des causes profondes.

La première est malheureusement l’inculture scientifique et technique de notre classe politique. Au temps de la génération qui a reconstruit le pays, les élèves de l’ENA recevaient un cours de Louis Armand, arrière-grand-père de votre rapporteur, sur les sciences et les technologies de la France industrielle. Il faut avoir eu ce cours en mains pour comprendre ce que cela signifiait. Sans faire d’eux des ingénieurs, il leur donnait la mesure du problème. Cette connaissance les rendait bien plus efficaces que ne le sont des ingénieurs n’ayant d’ingénieur que le titre.

La seconde est le rôle des conseillers techniques dans les cabinets ministériels. Quel que soit le prestige de leur diplôme, ils sont censés conseiller, sur des sujets qu’ils ne maîtrisent généralement pas, un ministre qui ne se pose même pas la question. Trop souvent, leur préoccupation première est de ne dire à leur ministre que ce qu’il a envie d’entendre, pour ne pas nuire à leur carrière à venir. Il n’est guère surprenant que lesdits conseillers ne manifestent qu’un enthousiasme limité à l’idée de réunir un comité à l’énergie atomique qui aurait tôt fait de mettre à jour leurs lacunes.

Au fond, par-delà la question du nucléaire et de la souveraineté énergétique, c’est l’instruction scientifique et technique des dossiers politiques qui doit être repensée de fond en comble. Que les corps techniques de l’État forment correctement leurs jeunes au lieu de se contenter d’être les chiens de garde de chasses gardées ! Que les conseillers soient en état de conseiller, ce qui suppose qu’ils réapprennent à analyser le fond des dossiers et à l’éprouver auprès des experts qui leur font rapport, au lieu d’être nommés sur la foi d’un titre fraîchement acquis !

De telles instances existent ailleurs, notamment aux États-Unis et au Royaume-Uni, et fonctionnent. J’ai eu à examiner les rapports Quadriennal Energy Review (QER) et Quadriennal Technology Review (QTR) sur la transition énergétique produits sous la présidence de Barack Obama

Le comité civile de l’énergie atomique M. le président Raphaël Schellenberger. Je résume. Le comité civil de l’énergie atomique, qui, selon la loi, doit être réuni une fois par an,…MYves Bréchet. Sous la présidence du Premier ministre.  M. le président Raphaël Schellenberger. …n’a, à votre connaissance, été réuni que deux fois depuis 2012. M. Yves Bréchet. Oui.

 

Je l’ai vu réuni une fois à mon arrivée, présidé par Mme Fioraso, qui était ministre de la recherche_pas par le Premier ministre –, puis une seconde fois sous la présidence de Manuel Valls, Premier ministre. Ce sont les deux seules fois, en six ans, où je l’ai vu réuni ; à ma connaissance, il ne l’a pas été depuis que je suis parti.

L’État est une merveille qui est capable de faire fonctionner ses propres institutions contre ses  propres lois. Je trouve cela absolument fascinant.

J’ai mis longtemps à comprendre la raison pour laquelle le comité n’était pas réuni. Chaque année, je demandais qu’il le soit et, chaque année, les conseillers des ministères disaient « c’est compliqué, ça n’intéresse pas les ministres, on ne trouvera pas de date dans l’emploi du temps ». J’avais beau leur dire que c’était dans les textes, que la loi l’imposait, rien n’y faisait.

En fait, c’est très simple : quand vous n’instruisez pas correctement les dossiers, vous n’avez sûrement pas envie que des dossiers correctement instruits par des gens qui connaissent le sujet – même si vous pouvez les accuser d’être biaisés – arrivent sous les yeux de ceux qui vous considèrent comme conseillers. Donc la structure a été vidée de son contenu. Le dysfonctionnement de l’analyse scientifique et technique des dossiers en ce qui concerne l’énergie atomique – j’espère que ce n’est pas vrai partout – se manifeste aussi dans le dysfonctionnement organisationnel.

Atouts et faiblesses de la filière nucléaire

La filière électronucléaire française demeure un atout du pays. En héritage de décennies d’investissement, les compétences scientifiques et techniques demeurent au sein du CEA, d’EDF, de Framatome et d’Orano. Lorsqu’elles sont mobilisées dans un contexte où l’outil industriel est fiable et la réglementation stable, par exemple en Chine et au Royaume-Uni, nous voyons que l’atout industriel existe encore et reste de bon niveau.

Toutefois, il faut bien admettre que les tergiversations multiples des gouvernements successifs dans la politique nucléaire ont grandement endommagé la réputation de la France comme partenaire fiable – mais pas son image de ressource de compétences « à pomper », ce qui n’est pas exactement la même chose qu’un partenariat. En ce qui concerne l’industrie nucléaire à l’export, les pays qui gagnent sur les marchés internationaux sont ceux dont la filière est fortement soutenue par leur État, comme le démontrent les exemples de la Corée du Sud, de la Russie, de la Chine et à présent des États-Unis.

Le drame de l’électronucléaire français, qui est techniquement solide s’il est associé à un tissu industriel mobilisé, a trois causes. Tout d’abord, la perte, depuis une trentaine d’années, du tissu industriel et des compétences en matière de gestion des très grands projets, dont nous n’avons pas fini de subir les conséquences dans de nombreux secteurs. Ensuite, l’absence de politique claire et la multiplication de discours non suivis d’actions concrètes depuis plusieurs années – le contraste avec le plan Messmer est cruel. Tant qu’il n’y aura pas de politique claire avec des engagements clairs et concrets dans la durée, le domaine du nucléaire restera en dessous de ce qu’il doit être. Enfin, la conjonction de flottements décisionnels, de politiques pusillanimes, de dirigeants d’entreprises ayant peur de leur ombre et de froisser le prince, et la démultiplication d’autorités de sûreté dont le travail de qualité est entravé par des communications intempestives. Tout cela rend très difficile la conduite d’une politique industrielle et énergétique rationnelle, et amène à mettre hors service, au pire moment, des outils industriels qui pourraient remplir leur fonction de façon tout à fait sûre.

Les atouts restants du nucléaire français peuvent et doivent contribuer à la souveraineté industrielle et énergétique du pays, ce qui suppose – j’espère que votre commission d’enquête fera passer ce message – de prendre enfin le taureau par les cornes. Il faut prendre conscience du caractère essentiel de l’énergie et de l’atout que nous avons en mains en cessant de le sacrifier à une soumission sans discernement à des intérêts qui ne sont pas les nôtres. Il faut comprendre enfin la temporalité des actions : on répond aux exigences du jour avec les technologies disponibles, on prépare l’avenir par la recherche, on réalise aujourd’hui par les investissements qui ont été décidés hier.

Il faut nommer aux postes clés des personnes compétentes et courageuses ayant le sens du bien public.

Ce sont des Marcel Boiteux, des Michel Hugues, des Jean-Claude Leny, des André Giraud, des Robert Dautrey qu’il faut mettre aux manettes ! Je suis persuadé qu’ils existent encore, mais on ne les trouve pas courbés dans les couloirs des ministères ni pliés dans les valises des compagnons de route.

Sur le CEA et les ENR

La mutation du CEA en Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEAEA) témoigne de cet opportunisme et de la volonté de l’établissement, grande maison aux volontés impérialistes nullement négligeables, de préempter ce sujet chéri dans les ministères. Au sein du CEA, les ENR constituaient un État dans l’État, dont le patron avait son rond de serviette au ministère. En revanche, la défense de son action dans le domaine du nucléaire civil, qui n’était pas bien en cour, a été une lutte de tous les instants, menée courageusement par les deux administrateurs généraux avec lesquels j’ai travaillé.

Sur la sécurité, l’IRSN et l’ASN

La démultiplication d’autorités de sûreté dont le travail de qualité est entravé par des communications intempestives.

Disposer d’une autorité de sûreté indépendante comme l’ASN est un atout. Mais la concurrence médiatique à laquelle se livrent l’ASN et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) n’est pas une bonne idée.

Le nucléaire est le seul domaine où l’on considère qu’une instruction sera meilleure si elle est réalisée sur la place publique. Le secret de l’instruction vise au contraire à mener un examen critique dépassionné des sujets. Autant il semble sain que les dossiers instruits sortent sur la place publique, autant exposer le problème revient à encourager le catastrophisme, ce qui a des conséquences délétères.

En tant qu’ingénieur, lorsque je suis confronté à un défaut dans les matériaux des centrales, je m’interroge non sur la non-conformité au règlement, mais sur la dangerosité du défaut, pour estimer s’il appelle une action immédiate, avant l’hiver. Puis, j’essaie de le reproduire pour en trouver les causes. Cela se fait calmement, hors de l’arène, de façon à parvenir à une décision qui tienne debout….

 

Commission Schellenberger : Philippe Knoche, PDG d’Orano

Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France- Commission Schellenberger

Sur Orano :  Plusieurs pays, dont le Royaume-Uni, ont perdu leurs compétences en matière de recyclage. Je suis donc extrêmement fier des équipes du nucléaire français, d’Orano en particulier, qui portent ces technologies. Elles ont besoin de visibilité et d’anticipation, car les industriels s’accommodent mal des stratégies de stop & go ou clignotantes. Nous sommes résilients aux crises, qu’il s’agisse de la crise Covid-19 – nous produisions alors à 80/90 % de notre capacité – ou du drame de la guerre en Ukraine. De véritables forces existent dans l’industrie nucléaire française, en particulier du côté de ces équipes, et ce malgré le désert que nous avons traversé.

Sur l’abandon d’Astrid et le futur des réactuers neutrons rapides : un decéiosn résultant des choix politiques, pas scientifiques

Sur la forme, nous avons effectivement été associés à cette prise de décision. Sur le fond, j’y ai été associé dans des conditions qu’il convient de préciser. À l’époque, Areva sortait de restructuration. L’entreprise n’était pas réellement financeur du programme Astrid, ou seulement de manière marginale, et ce sont surtout des équipes du CEA et d’Areva – aujourd’hui passées chez Framatome – qui travaillaient sur le sujet. Dès lors que l’État a annoncé de fortes réductions des budgets du CEA, et dès lors qu’EDF a annoncé ne pas pouvoir financer au niveau souhaitable en raison de contraintes financières découlant du mécanisme d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), il était impossible pour Areva – puis Framatome et Orano – de financer ces recherches et développements, étant entendu que nous étions nous-mêmes sous pression économique. Toute traversée du désert vous confronte à des choix. En l’absence de carburant, il convient d’abandonner certains véhicules en se concentrant sur les autres : c’est le choix qui a été opéré.

Néanmoins, cela n’enlève rien à l’avantage des réacteurs rapides dans la gestion du cycle nucléaire. Nous avons simplement dû procéder, sous contrainte budgétaire, à des arbitrages en termes de recherche et développement (R&D).

Aujourd’hui, plusieurs sortes de réacteurs rapides existent, avec des maturités technologiques et des enjeux extrêmement différents. L’avancement technologique sur les réacteurs à sodium, dont la France a été leader mondial, est tout à fait différent de ce que l’on observe sur les autres types de réacteurs. Près de cinquante start-up dans le monde – notamment aux États-Unis – travaillent sur les réacteurs avancés, dont dix qui ont été sélectionnées et cinq que nous fournissons et qui sont aidées par le gouvernement américain, ce soutien consistant à favoriser l’émergence de plusieurs entreprises de conception de réacteurs. Nous fournissons également deux start-up sélectionnées et financées à hauteur de plusieurs milliards de dollars pour construire leur premier prototype. L’un d’eux est un réacteur au sodium, élaboré par l’entreprise TerraPower de Bill Gates, qui développe également un autre réacteur rapide à sels fondus, alimenté par du combustible liquide, qui ne présente absolument pas le même degré de maturité technologique – il n’en a jusqu’ici existé qu’un seul fonctionnel durant trois ans.

Sur les SMR à combustible très enrichis : pas assez d’investissements, l’Europe à la traine

M. le président Raphaël Schellenberger. Dans le débat public, la discussion autour des SMR élude la question du combustible et de son niveau d’enrichissement. Certains projets reposent sur des niveaux d’enrichissement non usuels et particulièrement élevés au regard de la réglementation. Comment appréhendez-vous cet enjeu ?

 

M. Philippe Knoche. Les réacteurs précités peuvent utiliser des combustibles enrichis jusqu’à 20 % en uranium, contre 5 % pour le combustible classique. Ces réacteurs présentent l’avantage de fonctionner beaucoup plus longtemps sans besoin de recharge et/ou d’être beaucoup plus compacts.

 

Il s’agit d’un horizon complet d’innovation que les États-Unis ont cherché à atteindre en levant ce seuil de 5 % qu’ils avaient eux-mêmes imposé de manière informelle depuis plusieurs décennies. En termes d’enrichissement, le passage de 5 à 20 % ne requiert par d’autres technologies que celles déjà utilisées pour le passage de 0,7 à 5 %. Les usines doivent être adaptées, mais sans rupture technologique. Des installations dédiées sont à prévoir pour l’entreposage, le transport et la déconversion, pour lesquelles les barrières technologiques ont toujours été maîtrisées ; si certaines installations ont été arrêtées depuis vingt ans et ont été détruites, nous disposons toujours des procédés.

 

Le marché n’existe pas actuellement, mais les matières enrichies à 20 %, uniquement d’approvisionnement russe, alimentent des réacteurs de recherche, des réacteurs à but médical ou des prototypes de réacteurs avancés, qui cherchent désormais de nouvelles sources d’approvisionnement. Si les États-Unis ont dégagé un budget de 700 millions de dollars sur ce type de sujet, aucun fonds dédié n’existe au titre de France 2030, qui se concentre sur la conception de réacteurs et non sur le cycle associé. Pour notre part, nous avons publiquement indiqué que nous travaillions sur des combustibles commerciaux enrichis à 6, 7 ou 8 %, sachant que certains clients pourraient vouloir allonger les cycles des réacteurs existants, ainsi que sur des combustibles enrichis jusqu’à 20 %, de manière à soutenir les réacteurs de recherche.

 

M. le président Raphaël Schellenberger. Avec vos installations d’envergure industrielle, jusqu’à quel niveau êtes-vous autorisés à enrichir l’uranium ?

 

M. Philippe Knoche. Nous enrichissons jusqu’à 5 %, mais seules de faibles modifications sont nécessaires pour passer à 6 %, tandis que le cadre réglementaire est relativement adapté à 8 %. Nous devons en revanche soumettre des dossiers aux autorités compétentes en fonction des pays.

 

George Besse = trois centrales nucléaire de plus !

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez réalisé un important investissement industriel en fermant l’usine Eurodif et en ouvrant l’usine Georges-Besse II. Un chiffre m’a particulièrement marqué : vous êtes passés d’un besoin de puissance de 2 500 mégawatts pour la première à 50 mégawatts pour la seconde. Autrement dit, Orano a rendu l’équivalent de trois tranches nucléaires au réseau national. Pouvez-vous préciser à quelle date est intervenu ce changement ?

M. Philippe Knoche. l’arrêt d’Eurodif – intervenu en 2010, 2011 ou 2012 – fut particulièrement visible à l’époque. En revanche, je confirme que ce changement n’est pas anodin par rapport à l’analyse de la demande, de même qu’il n’est pas anodin en termes géographiques, dans la mesure où le sud-est est très demandeur de génération électrique. À ma connaissance, EDF et RTE étaient tout à fait intéressés de récupérer cette production électrique. J’ignore toutefois comment cette nouvelle donne a été prise en compte dans les simulations d’évolution de la consommation, puisque je ne travaillais pas sur ces sujets à ce moment. Quoi qu’il en soit, il est vrai que l’évolution technologique entre les deux usines est tout bonnement incroyable. Pour prendre une image parlante, Orano intervient généralement sur des objets aussi technologiques qu’une Formule 1 électrique et aussi grands qu’une cathédrale. Dans le cas présent, nous sommes passés d’une technologie à dimension de cathédrale à une technologie très modulaire, très numérisée et très économe en énergie.

M. le président Raphaël Schellenberger. C’est comme si nous avions construit, en 2012, trois tranches nucléaires de 900 gigawatts dans le parc national. Or cela n’a pas été pris en compte dans l’évolution des scénarios, ce qui peut masquer certaines réalités de construction de ces scénarios.

M. Philippe Knoche. De manière générale, les systèmes complexes sont difficiles à vulgariser, et l’on préfère parfois se focaliser sur quelques symboles, alors que la réalité est souvent plus complexe et doit être présentée dans la nuance. À nous de l’expliquer.

Sur l’approche intégrée et les forges du Creusot et l’EPR d’Olkiluoto

L’approche stratégique One-Stop Shop est la capacité à vendre à la fois de l’uranium, du combustible et des réacteurs. Si Areva a été démantelé pour des raisons d’exécution et de mise en œuvre, le producteur d’uranium canadien Cameco a récemment racheté la société américaine Westinghouse, tandis que les Russes ont toujours vendu des réacteurs avec le combustible et les matières associés. Inversement, les Britanniques ont échoué. Il s’agit bien d’une question de mise en œuvre et de capacité, pour une entreprise, à délivrer ce qu’elle a promis. Celle-ci est indépendante de la question relative à la fabrication de cuves, qui induit des enjeux de savoir-faire industriel et de mise à niveau.

 

J’ai dû gérer la situation du Creusot, qui était confronté à l’évolution de la réglementation et du savoir-faire industriel. Nous avons été les premiers à souligner que nos forges n’appliquaient pas les meilleures techniques industrielles du moment. Depuis, de grands forgerons mondiaux ont admis ne pas maîtriser ce type d’opérations aussi bien qu’espéré. Désormais, grâce aux investissements réalisés au Creusot et bien décrits par Bernard Fontana, Framatome a le savoir-faire industriel, maîtrise ces opérations et dispose d’outils industriels complètement rénovés, sachant qu’ils n’avaient pas été renouvelés depuis la construction du parc

 

Professionnellement, il fut très traumatisant de construire dans ces conditions : design inachevé, Supply Chain et base technologique et industrielle qui n’avaient pas été à la même phase de la construction depuis vingt ans, compétences perdues, construction à l’international sans construction préalable en France, etc. Tous les critères de dysfonctionnement étaient réunis. Néanmoins, notre concurrent américain a rencontré des difficultés encore plus grandes. La France ne doit donc pas "jeter le bébé avec l’eau du bain". L’EPR est un produit construit pour soixante ans, reconnu extrêmement sûr par les autorités de sûreté, et même s’il n’est pas le seul réacteur capable de répondre à la demande, les équipes qui ont traversé le désert en construisant le réacteur méritent le respect.

 

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous ne partagez donc pas l’avis de M. Proglio selon lequel l’EPR serait inconstructible.

 

M. Philippe Knoche. L’EPR est constructible, puisqu’il tourne, mais il est indéniable que de nombreux objets sont plus simples à construire. Sa construction en Chine semble toutefois plus facile que dans le monde occidental, où les grands projets sont difficiles à faire avancer. Lorsque mes amis allemands me charrient sur le temps de construction de l’EPR, qui est évidemment dramatique et qui n’est pas à reproduire, je leur rappelle que l’EPR est entré en fonction avant l’aéroport de Berlin, dont la construction a débuté lors de la chute du Mur en 1989/1990….

 

Sur la disponibilité du combustible

 

Rappelons à nouveau que 100 grammes d’uranium équivalent à 1 tonne de pétrole. Les stocks disponibles chez les clients et aux différents niveaux de la chaîne représentent plusieurs années de consommation. Si l’une des sources d’approvisionnement représentant 20 à 30 % venait à défaillir, nos autres sources d’approvisionnement et nos deux ans de stocks nous permettraient de gérer une décennie et nous donneraient le temps de nous retourner. Il s’agit bien entendu de chiffres moyens, et les clients n’aborderont pas pareillement la situation suivant leur niveau de stocks.

 

Si nous sommes vigilants aux aspects géopolitiques, nous savons aussi que les réserves d’uranium naturel se trouvent à 40 % dans des pays de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), ce qui constitue un amortisseur non négligeable. Par ailleurs, l’équilibre entre intérêt économique de court terme et intérêt de stabilité de long terme fait que nous étions tout à fait d’accord avec la mise sous cocon de la mine McArthur au Canada : dès lors que les conditions de marché sont mauvaises, il est préférable de conserver une réserve sûre pour le long terme. Quoi qu’il en soit, la diversité de nos sources d’approvisionnement – tant en termes géographiques que de partenaires mondiaux ou de technologies – nous permet d’être sereins par rapport à notre sécurité à court terme, pour cet hiver comme pour le prochain.

 

Vous avez évoqué à juste titre le développement du nucléaire, étant entendu que nous aurons besoin de cinq à dix fois plus d’électricité décarbonée d’ici 2050, avec au moins un facteur deux pour le nucléaire selon le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Il est donc vrai que nous aurons besoin de plus de ressources, mais les réserves et ressources d’uranium sont aujourd’hui estimées à un siècle, y compris avec l’agrandissement du parc nucléaire. À long terme, je n’anticipe pas de hausse du prix de l’uranium aussi forte que celle ayant récemment affecté d’autres ressources naturelles ; historiquement, la livre d’uranium oscille entre 20 et 120 dollars, pour un prix actuel de 50 dollars. Bien entendu, l’augmentation de la demande à horion 2030/2040 conduira à une consommation accrue d’uranium, ce qui nécessitera l’ouverture de nouvelles mines. Cela dit, pour un électricien opérant une centrale nucléaire, passer de 20 à 50 dollars la livre d’uranium ne révolutionnera pas le coût de son mégawattheure

 

Boucler le cycle du combustible , le budget du CEA est insuffisant.

 

M. Antoine Armand, rapporteur. Est-il un peu insuffisant ou faudrait-il vraiment aller plus loin pour traiter correctement la question de la fermeture du cycle – je ne parle pas de l’industrialisation d’un RNR – et être près dans un pas de temps déterminé ?

 

M. Philippe Knoche. Je ne connais pas parfaitement le budget du CEA, mais Orano confie l’essentiel de sa R&D d’aval du cycle au CEA. En outre, l’essentiel de notre budget de R&D porte sur l’aval du cycle, puisque les technologies d’enrichissement et de conversion sont nucléaires. Nous disposons aussi de budgets d’exploration et de jumeaux numériques, mais l’aval du cycle concentre bien l’essentiel de notre budget de R&D, à hauteur de plus de 100 millions d’euros, soit 3 % de notre chiffre d’affaires. Or nous devrions idéalement doubler cet ordre de grandeur. L’aval du cycle représente aujourd’hui 2 ou 3 euros par mégawattheure, mais nous devrions probablement, dans les années à venir, doubler ce montant pour renouveler notre approche. Chaque année, nous investissons 1 % de la valeur d’une usine en maintenance, ce qui n’est pas viable sur une quinzaine d’années. D’importants efforts financiers sont donc à prévoir.

Par ailleurs, une partie du budget nucléaire du CEA est consacrée au démantèlement, et toute augmentation du budget du CEA lui permettrait d’investir davantage dans la recherche.

 

Nous savons démanteler !

M. Philippe Knoche. Je suis ravi d’entendre, madame Laernoes, que vous ne souhaitez pas la mort du nucléaire. Si j’ai bien compris votre propos, vous cherchez avant tout à savoir si nous savons démanteler des centrales nucléaires et si nous avons suffisamment provisionné pour ce faire. Je vous confirme donc que nous savons démanteler des réacteurs nucléaires. Nous avons d’ailleurs terminé, avec nos équipes américaines et l’appui de nos équipes européennes, le démantèlement des parties principales du réacteur américain de Vermont Yankee, quatre ans après que le projet nous a été confié. Il s’agit du deuxième réacteur que nous démantelons aux États-Unis, après celui de Cristal River, avec des budgets comparables à ce qui existe en France, mais avec beaucoup moins de complexité qu’en Europe. Nous allons par exemple découper la cuve en cinq à dix pièces, alors que l’Europe nous impose – du fait des filières de déchets et d’un ensemble de contraintes – de la découper en dizaines voire centaines de pièces. Je confirme donc que nous savons démanteler des réacteurs et qu’il est possible de procéder plus simplement ailleurs, étant entendu que nous procédons selon la réglementation propre à chaque pays.

Le chauffage nucléaire, un atout pour la transition énergétique 2) les SMR

Un nouveau type de réacteurs nucléaires pour un chauffage propre climatiquement acceptable

En France, le chauffage des bâtiments représente 22% des dégagements de gaz à effets de serre, derrière l’industrie (22%) et les Transports (26%) ; encore sans doute une partie de la consommation industrielle est-elle aussi en fait liée à une consommation de chaleur. Le chauffage représente donc une partie très important des émissions de gaz à effet de serre (surtout CO2).

Comment diminuer ces émissions ? On peut passer davantage au chauffage électrique, qui peut constituer une bonne solution pour l’habitat individuel. (cf. notamment l’action de Brice Lalonde, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/transition-energetique-et-grandes.html)

Si l’on veut une chaleur propre, on peut aussi utiliser la cogénération nucléaire, mais bien que des exemples récentes, notamment chinois et russes en soulignent l’intérêt, il semble existant mais limité en France (cf blog précédent https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/12/le-chauffage-nucleaire-un-atout-pour-la.html).

En revanche, un chauffage nucléaire urbain à l’aide de réacteurs spécialisés plus petit, les small modular reactor  (SMR) aurait un intérêt certain pour l’obtention de chaleur propre décarbonée.

La longue marche des SMR .

L'idée d’utiliser l'énergie nucléaire pour le chauffage est apparue en même temps que son utilisation électrogène. Ainsi, la première centrale nucléaire suédoise, celle d'Ågesta produisait essentiellement de la chaleur à destination du quartier de Farsta, dans la banlieue sud de Stockholm. Elle avait à l'origine une puissance de 65 MW, qui fut portée à 80 MW au début de l'année 1970 et fonctionna de 1963 à 1974.  Une fraction de l'énergie produite était aussi convertie en électricité. Elle comportait un unique réacteur utilisant comme combustible l’uranium naturel et comme modérateur l’eau lourde. Arrêtée en 1974 parce qu’elle ne correspondait plus aux normes et, sa partie nucléaire démantelée, elle est utilisée comme terrain d'exercice par les sapeurs-pompiers de Stockholm.

La France a failli être pionnière dans le domaine des SMR avec Thermos, un petit réacteur souterrain relié à un réseau de chauffage urbain de la ville qui devait entrer en service à Grenoble. Ce réacteur de 90 MW thermiques utilisant entièrement la chaleur produite et ne nécessitant qu'une trentaine d'employés avait alors défrayé la chronique en 1980 (grande époque de la contestation contre Superphenix dans la même région, coïncidence malheureuse de lieu et de calendrier). Avec la montée en puissance de Greenpeace, de la contestation locale contre Superphenix et la baisse des prix du pétrole (contre-choc pétrolier), le projet a été abandonné, comme d’habitude pour des raisons politico-économiques conjoncturelles, et non pour des raisons techniques ; le mal que les écolos bigots dogmatiques antinucléaires ont fait, il faudra un jour en faire le bilan.

Les aspects climatiques et la hausse du prix des fossiles rendent maintenant beaucoup plus intéressants ce type de réacteurs dédiés au chauffage ou à d’autres utilisations que le production d’électricité et modernisés sous la forme de SMR. Un petit réacteur de de seulement 150-200 MWe de puissance permet d'éviter le rejet dans l'atmosphère d'environ 1 million de tonnes de CO2 chaque année. En installant ce type de réacteur ayant une très faible empreinte au sol, des réductions majeures des émissions de CO2 pourraient être réalisées (l'empreinte au sol du réacteur Thermos était seulement de 40 x 40 m pour fournir la quasi-totalité des besoins en chauffage urbain de l'agglomération Grenobloise sans émissions de CO2). (cf. Bruno Comby, AEPN, http://ecolo.org/documents/documents_in_french/cogeneration_nucleaire-07.htm)

Définition, objectifs, fonctionnement d’un SMR

Principes :  Un « SMR » (Small Modular Reactor en anglais) désigne une famille de réacteurs nucléaires réalisés en usine sous forme de modules industrialisés directement installables sur site ; d’une puissance généralement inférieure à 300 MWe, (la moyenne pour les SMR existants s’établissant autour de 100 MWe) ; associables pour fournir une gamme de puissance électrique adaptable à une demande évolutive ;utilisant la fission de l’uranium (235, 238) ou du thorium (232).

Objectifs : Les SMR visent à  abaisser significativement le poids du financement de l’électronucléaire en volume et en délai, à substituer à l’effet d’échelle recherché pour les grandes centrales l’effet de série industriel,  attaché à la réalisation répétitive des SMR en usine, abaissant les coûts ; ouvrir de nouveaux marchés de fourniture d’électricité décarbonée aux sites isolés (îles, Grand Nord, etc.) et aux petits réseaux de distribution électrique ; remplacer des centrales de moyenne puissance utilisant des combustibles fossiles (par exemple les centrales à charbon aux États-Unis) ; développer un plus grand suivi de charge en soutien de sources intermittentes (éolien, solaire) ; fournir de la chaleur, éventuellement en cogénération, adaptée en température au dessalement, au chauffage urbain, au raffinage des hydrocarbures, à la production d’hydrogène, à la propulsion navale…

Fonctionnement : des filières très variées. BWR (100-200°C, eau bouillante, chauffage urbain) ; PWR, HWR ( 200-400°C, eau lourde sous pression, désalinisation, électricité) ; SFR, LFR (400-550°C, métali liquide, eau supercritique, usages industriels) ; GCR, GFR (700-1000°C, gaz, production d’hydrogène, métallurgie) ; VHTR (1000°C, Helium, production d’hydrogène)

Bonjour au chauffage nucléaire !

Bienvenue au HTTR (High Temperature engineering Test Reactor), Oarai, Ibaraki, Japon. Oxyde d’Uranium à 6%, sortie à ~900-1000°C, refroidi à l’hélium. A fonctionné pendant 30 jours en avril 2019 selon les spécifications et démontré la faisabilité et l’intérêt de la production d’hydrogène

Bienvenue à l’Akademik Lomonosov : le plus beau fantatisque !  La centrale nucléaire flottante russe construite à Saint-Pétersbourg en 2006, puis chargé en combustible en 2019 à Mourmansk et mise en exploitation.

Le bâtiment mesure 144 mètres de long et 30 mètres de large et embarque un équipage de 300 personnes. Il peut délivrer 35 MW (ou 70 MW, selon les sources), ce qui est suffisant pour alimenter une ville de 100 000 habitants. C'est la première centrale commerciale flottante qui peut être raccordée au réseau électrique. Le 23 août 2019, la barge a parcouru 5 000 kilomètres pour rejoindre par la mer la ville de Pevek, en Sibérie, où elle pourrait servir à alimenter en électricité habitations et  plateformes pétrolières. Bravo Rosatom :

Bienvenue au Yanlong : toute longue marche nucléaire aboutit maintenant à la Chine. Le projet de CNNC a été validé par l’Autorité de Sureté Chinoise. Le Yanlong est un réacteur à basse température de 400 MW qui produira suffisamment de chauffage pour environ 200 000 foyers. Un petit réacteur de démonstration a permis de chauffer avec succès près de 50 foyers pendant 168 heures à Beijing.

L’installation à grande échelle sera constituée d’une piscine d’entreposage en béton et en acier qui mesure 10 mètres de diamètre et 20 mètres de profondeur. Un noyau nucléaire sera par la suite enfoui dans l’eau afin de produire jusqu’à 400 MW d’énergie pour chauffer l’eau à 90 °C. Cette eau chaude sera ensuite distribuée via un réseau de chaleur déjà existant.

Le coût de ce projet est évalué à environ 200 millions de dollars et sa mise en œuvre ne prendra que trois ans. Livraison prévue 2021 ! C’est demain que les Chinois se chauffent au nucléaire, un chauffage propre !

Bienvenue au NuScale Power Module ! Les Américains entrent dans la course. Le département de l’énergie américain a lancé le programme GAIN pour soutenir le développement des SMR et prévoit une maturité industrielle et commerciale des SMR fin des années 2020. Un premier prototype SMR  du groupe NuScale vient d’être certifié par les autorités américaines. Le projet de SMR de la société américaine NuScale – l’un des plus avancés à l’heure actuelle  – prévoit d’installer une première centrale nucléaire constituée de 12 modules de 60 MW pour Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS). Selon le calendrier actuel, les travaux devraient commencer en 2023 et le premier module pourrait entrer en service en 2026 (2027 pour l'ensemble de la centrale). Les modules SMR » de NuScale Power pèseront près de 700 tonnes et pourront être transportés par camion ou par barge.

SMR, un des avenirs possibles pour le nucléaire et  la planète.

Sur une cinquantaine de projets de SMR identifiés par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), 3 sont  déjà opérationnels :  en Sibérie (Akademik Lomonosov), en Inde et en Chine et 5 autres sont en construction.

Plus de 80% de ces réacteurs sont encore en développement ou au stade des laboratoires de recherche et sous l’étroit contrôle des États, tant pour leur financement que pour la mise à disposition du combustible, elle-même strictement régulée par des réglementations anti-prolifération.

Par pays, les États-Unis et la Russie sont les principaux acteurs des SMR avec chacun 18 projets, loin devant le Japon (4), la Chine (4) et l’Europe (3 dont 1 en France développé par le CEA, EDF, TechnicAtome et Naval Group et 1 en Grande-Bretzagne)

La quasi-totalité des projets sont à « sécurité passive » et intègrent dans un module unique la production de vapeur (ou de gaz). Un certain nombre sont anti-proliférants grâce à des cycles de combustible extrêmement longs. La plupart des SMR peuvent être enterrés ou sont immergeables, donc sécurisables.

Et en France ? Ben, il faudrait qu’on s’y mette sérieusement, quelques bonnes années après Thermos ! Bienvenue à Nuward

CEA, EDF, TechnicAtome et NAVAL Group se sont réunis pour le développement d’un SMR français. France. Ils ont estimé que le principe le plus prometteur pour un déploiement dans la décennie à venir est celui de la filière des réacteurs à eau pressurisée, filière éprouvée à la fois pour la production d’électricité et la propulsion navale.

La France, qui maîtrise parfaitement ces deux applications, est bien placée pour proposer un concept performant de SMR satisfaisant les meilleurs standards de sûreté et apte à vitaliser encore davantage son industrie nucléaire.

En quoi le SMR français sera-t-il innovant ? Comme le rappelle TechnicAtome, l'objectif du futur SMR est qu’il soit facile à fabriquer, grâce à un design simplifié, tant dans son architecture générale que dans la conception de ses composants ; et facile à assembler, du fait de sa conception modulaire, sa compacité et son architecture intégrée. Il doit permettre aussi une nouvelle approche de la sûreté.  En effet, grâce aux innovations qu’il comporte, le SMR dispose de mécanismes de sûreté passifs, en respectant toutes les exigences de sûreté de la Génération III et offrant des marges complémentaires. Enfin, le SMR doit être facile à exploiter, grâce à un assemblage de plusieurs modules permettant flexibilité en opération et en maintenance.

Ce SMR pourra fournir de l’électricité au réseau en semi-base, accompagnant en particulier le déploiement d’énergies renouvelables sur les réseaux d’électricité, à travers son fonctionnement en grappe de plusieurs réacteurs (2, 4, 6 voire 8 réacteurs). Il sera à même de pouvoir alimenter des sites isolés pour répondre à leurs besoins spécifiques.

Alors, bienvenue aussi à Nuward, qui devrait être l’un des plus compacts des SMR:

SMR et EPRs

Alors SMR ou EPR ? Ben, les deux, car ils ne remplissent pas du tout les mêmes fonctions. La majorité des composants utilisés dans les SMR sont plus petits et plus compacts, et peuvent donc être fabriqués en usine pour ensuite être transportés vers le site d’installation pour y être assemblés. En étant fabriqués à partir de modules et de petits composants, les SMR nécessitent un capital de départ moindre que pour une centrale de plus grande puissance. Le design hyper simplifié permet que chaque unité possède son propre combustible, son échangeur de chaleur, son condenseur et sa turbine. Les besoins de systèmes de sécurité sont minimisés (cf les réacteurs de sous-marins)

Par contre l’extension des SMR entraine une dispersion plus grande et une circulation accrue de matériaux nucléaires qu’un système centralisé comme les EPR, qui représente quand même trente à quarante SMR, et cette dissémination  pose  des problèmes accrus de surveillance C’est aussi davantage de besoin en réseau, une électricité moins dense, davantage d’empreinte au sol, des équipes et des compétences plus dispersées.  Les SMR ont un grand potentiel pour le chauffage urbain, la désalinisation, d’autres utilisations. Mais pour produire l’électricité nécessaire à une grande puissance industrielle, l’’EPR offre les meilleurs standards en termes de sûreté ainsi que des performances économiques et environnementales améliorées.

Le chauffage nucléaire, un atout pour la transition énergétique 1) la cogénération nucléaire

Intérêt de la cogénération nucléaire pour le chauffage

En France, le chauffage des bâtiments représente 22% des dégagements de gaz à effets de serre, derrière l’industrie (22%) et les Transports (26%) ; encore sans doute une partie de la consommation industrielle est-elle aussi en fait liée à une consommation de chaleur. Le chauffage représente donc une partie très important des émissions de gaz à effet de serre (surtout CO2).

Comment diminuer ces émissions ? On peut passer davantage au chauffage électrique, qui peut constituer une bonne solution pour l’habitat individuel. (cf. notamment l’action de Brice Lalonde, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/transition-energetique-et-grandes.html)

Mais on peut aussi récupérer la chaleur générée dans les centrales électriques pour faire tourner les turbines et l’utiliser directement, ce qui évite une double conversion ; c’est la cogénération production simultanée d'électricité et de chaleur utile qui valorise une énergie généralement rejetée dans l'environnement, comme la chaleur. Une centrale, quelle que soit son combustible n’utilise que de 30 à 40 % de la chaleur générée (les centrales à cycles dits combinés, plus récentes et sophistiquées montent typiquement à 60%.

 Cette cogénération peut être faite à partir du fuel, du gaz ou…mieux encore du nucléaire ; mieux encore parce que dans ce cas, l’électricité ou la chaleur produites sont davantage décarbonées. C’est la cogénération nucléaire.

Actualités de la cogénération nucléaire

En Chine : Bienvenue à Haiyang : « la chaleur propre »

Mars 2019 : La Chine a lancé son premier système commercial de cogénération nucléaire, en utilisant deux réacteurs AP1000 nouvellement opérationnels à la centrale nucléaire de Haiyang pour chauffer 700 000 mètres carrés de logements. Dans le cadre de la première étape, le projet fournit de la chaleur au dortoir des employés de la centrale nucléaire et à certaines zones résidentielles de Haiyang, une ville côtière de la province du Shandong, dans l'est de la Chine, qui compte environ 658 000 habitants. Aucun calendrier n'est fourni, mais SDNPC dit une étape ultérieure impliquera des modifications aux unités 1 et 2 pour augmenter la capacité de chauffage à 30 millions de mètres carrés.

Selon l’AIEA, le projet Haiyang est important pour deux raisons : il tire parti de l'énergie des réacteurs de troisième génération nouvellement construits, certains des premiers AP1000 achevés à ce jour; et son succès servira de modèle pour la diversification de l'énergie nucléaire et une expansion de la chaleur « propre » en Chine, qui a 45,6 GW de capacité nucléaire installée et a un autre 11 GW en construction.

En Russie : Bienvenue au nouveau VVER-1200 de Saint-Petersbourg

À Saint-Pétersbourg, la cogénération nucléaire (bas-carbone) est une réalité. Le dernier réacteur de la centrale de Saint-Petersbourg (entré en service en 2018) a été connecté au réseau de chaleur industrielle de la ville.

Cette centrale devient ainsi une source de chaleur de base pour l'arrondissement de Sosnovoborskiy. Le coût net de la chaleur produite à la centrale nucléaire est bien inférieur au coût net de la source de chaleur produite dans les chaudières fonctionnant au combustible organique. En outre, l'utilisation de la chaleur des centrales nucléaires empêche les émissions de dioxyde de carbone et réduit son impact sur l'environnement.

La production thermique du nouveau bloc d'alimentation VVER-1200 est de 3 200 mégawatts ou 250 Gcal/h, ce qui est à peu près suffisant pour fournir de la chaleur au parc industriel et à tout Sosnovy Bor, a expliqué Andrey Graf, directeur adjoint de la salle des turbines de l'exploitation de la centrale nucléaire de Leningrad «  À l'heure actuelle, nous n'utilisons qu'un tiers de la capacité de l'équipement, et il répond à plus de 60 % de la demande de chaleur de la chaufferie.

La cogénération nucléaire, ça marche !

La cogénération nucléaire semble donc connaitre un regain d’intérêt et est appliquée par deux puissances majeures du nucléaire civil dans certaines de  leurs installations les plus modernes. Mais en fait l’idée et même sa réalisation ne sont pas récentes.

Ainsi, l’AIEA rappelle que, au total, les projets de cogénération nucléaire dans le monde ont accumulé à ce jour près de 750 années d'exploitation d'expérience, ce qui se compare à 17 000 années d'expérience dans le nucléaire civil. Parmi les réacteurs qui fournissent aujourd'hui le chauffage urbain, la production d'énergie thermique varie de 5 MW.h à 240 MW.h. Environ 43 réacteurs nucléaires dans le monde produisent du chauffage urbain, la plupart en Europe de l'Est et en Russie,  environ 17, au Japon, au Kazakhstan et aux États-Unis. Le dessalement de l’eau  et des applications industrielles non électriques ont été réalisées dans sept réacteurs au Canada, en Allemagne, en Inde et en Suisse.

La cogénération nucléaire : et en France ? Et si on testait le chauffage nucléaire ?

Le développement de la cogénération nucléaire en France a fait l’objet d’un débat assez vif entre EDF et le CEA ( au temps où le CEA avait encore pour mission de s’occuper d’énergie atomique), débat dont a rendu compte Le Monde dans sa section Planète en 2013 (au temps où celle-ci n‘avait pas encore trustée par Stéphane Foucart et l’écologie bigot : un remarquable article de Pierre Le Hir, Et si on testait le chauffage nucléaire

(https://www.lemonde.fr/planete/article/2013/10/29/et-si-on-testait-le-chauffage nucleaire_3504725_3244.html)

Extraits :

“L'idée d’utiliser l'énergie nucléaire pour le chauffage est apparue en même temps que son utilisation électrogène. La centrale nucléaire d'Ågesta, dans la banlieue de Stockholm, a fourni électricité et chaleur à la capitale entre 1964 et 1974. En Allemagne de l’Est, la centrale nucléaire de Greifswald ouverte en 1974, était également connectée au réseau de chaleur local, mais elle dut fermer après la réunification en 1990 car elle ne correspondait pas aux standards de sûreté occidentaux. D'autres exemples existent.

 « Sur les 432 réacteurs qui sont en service dans le monde, 74 fonctionnent déjà selon ce principe, fournissant en chaleur des villes voisines. La plupart se trouvent en Europe de l'Est, c'est-à-dire dans des pays froids : Russie, Ukraine, Bulgarie, Hongrie, Roumanie, Slovaquie ou République tchèque. Mais il en existe aussi en Suisse, à Beznau. Et, au Japon et en Inde, dans ce cas pour alimenter des usines de dessalement d'eau de mer. »

« Si beaucoup de ces installations sont anciennes, de nouveaux projets sont à l'étude, en Finlande, en Suède ou en Chine, pour le chauffage urbain, et dans les pays du Maghreb, pour le dessalement.

En France, la greffe n'a jamais pris. Les eaux tièdes (à 40°C ou 45°C) rejetées par les centrales du Bugey (Ain), de Chinon (Indre-et-Loire), de Cruas (Ardèche), de Dampierre-en-Burly (Loiret) ou de Saint-Laurent (Loir-et-Cher) sont certes mises à profit par des horticulteurs. Celles de Golfech (Tarn-et-Garonne) alimentent le circuit de chauffage de la piscine municipale, d'une salle polyvalente, d'un groupe scolaire et d'une résidence pour personnes âgées.

Celles de Civaux (Vienne) livrent des calories à une maison de retraite, une salle omnisports et un parc zoologique de crocodiles. Et celles de Gravelines (Nord), qui tempèrent une ferme aquacole, seront acheminées vers le futur terminal méthanier de Dunkerque, pour réchauffer le gaz naturel liquéfié afin de le regazéifier. Mais il ne s'agit pas là à proprement parler de cogénération par un système spécialement voué à la production de chaleur. »

Le CEA se montrait alors enthousiaste : « Le rendement d'une centrale nucléaire est d'environ 30 % , ce qui signifie que près de 70 % de l'énergie issue de la fission de l'uranium est perdue en chaleur dans les tours de refroidissement, les fleuves ou dans la mer. Un rapide calcul montre que si l'on parvenait à récupérer la totalité de la chaleur des réacteurs nucléaires grâce à la cogénération, 14 à 16 réacteurs suffiraient pour chauffer la France entière sans plus aucune consommation liée au chauffage (électricité, fioul, gaz, etc.)

« La faisabilité technique de la cogénération nucléaire est établie », assure Henri Safa. Les performances thermiques des canalisations permettent de « transporter de l'eau chaude sur une distance de 100 kilomètres avec moins de 2 % de perte de chaleur ».

Si bien qu'en développant les réseaux urbains de chaleur – ils ne couvrent que 6 % des besoins nationaux en chauffage et eau chaude sanitaire, mais sont appelés à s'étendre –, « la cogénération pourrait, de façon réaliste, vite subvenir à la moitié de la consommation de la France en chauffage ». Il y faudrait, chiffre-t-il, un investissement de l'ordre de 20 milliards d'euros.

Mais le gain réalisé sur les achats d'hydrocarbures qui alimentent aujourd'hui les réseaux de chaleur serait d'environ 10 milliards d'euros par an. Ce qui à terme, procurerait aux utilisateurs un chauffage « à très bas prix », tout en contribuant à « la décarbonisation de l'économie ».

En priorité, le CEA suggère de commencer par les agglomérations déjà dotées de réseaux de chaleur collectifs, comme Paris et sa petite couronne, qui pourraient être desservies par la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine (Aube), distante de 110 kilomètres.

Il a aussi envisagé d'autres raccordements entre une métropole régionale et une centrale : Lyon-Bugey, Lille-Gravelines ou Bordeaux-Blayais. Et, en Rhône-Alpes, il a mené une étude détaillée sur le chauffage de la ville de Montélimar (Drôme) avec les quatre réacteurs de Cruas.

Plus généralement, la cogénération est l'une des pistes mises en avant, lors du débat national sur la transition énergétique, par l'Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (Ancre), qui regroupe notamment le CEA, le CNRS, la Conférence des présidents d'université et l'organisme public de recherche IFP Energies nouvelles. »

Oui, mais EDF se montrait alors moins enthousiaste, avec de bonnes raison :

« Nos centrales ont été conçues pour optimiser la production d'électricité, qui est notre cœur de métier », explique Dominique Minière, directeur délégué de la production et de l'ingénierie chez le géant français de l'énergie.

« Développer la cogénération à partir des centrales existantes nécessite des études approfondies . Tant d'un point de vue technique – cela conduirait à installer des systèmes de soutirage de vapeur d'eau, qui réduiraient le rendement de nos installations, et il faudrait obtenir des autorisations de l'Autorité de sûreté nucléaire – que d'un point de vue économique, la rentabilité n'étant pas assurée. » .

Toutefois, indique-t-il, l'option de la cogénération reste ouverte, « en priorité sur de futures centrales qui seraient conçues avec cette double finalité », et « dans la mesure où il y aurait une volonté commune de tous les acteurs, compagnies de chauffage, élus et usagers ».

Ajoutons que la cogénération ainsi conçue n'apporte un gain réel en termes d'économie d'énergie et de réduction des gaz à effet de serre qu'à la condition de fonctionner de façon aussi constante que possible, en maintenant un équilibre optimal entre production de chaleur et production d'électricité, car les équipements de cogénération ne permettent généralement pas la modulation d’une production par rapport à l’autre- et il est difficile de gérer en même temps les demandes d’électricité et de chaleur. Pour diminuer les pertes thermiques, il  faut poser des canalisations isolées et enterrées (plutôt qu'à l'air libre en raison de contraintes environnementales), ce qui engendre des coûts relativement importants (de l'ordre de 1 M€/km). Il faut d'autre part gérer l'indisponibilité des réacteurs (notamment programmée pour le chargement de combustible ou pour la maintenance) Il faut aussi gérer les différences de températures entre l’eau des installations existantes et celles récupérée des centrales. La cogénération alimentant un réseau de chauffage urbain souffre de pertes de transport importantes, et surtout de pertes de rendement dues aux fluctuations des besoins de chauffage causées par les variations de température ; au total, cette catégorie de cogénération n'a qu'un rendement à peine supérieur à celui d'une centrale classique, et même parfois inférieur à celui d'un CCG (cycle combiné gaz). Sans compter, selon les situations individuelles, d’autres dispositifs comme les pompes à chaleur.

En fait la cogénération nucléaire pour le chauffage urbain, souffre de nombreux inconvénients techniques et économiques, même quelques exemples particuliers se sont développés. Cela explique que la directive 2004/8/CE19 du Parlement européen et du Conseil du 11 février 2004 concernant la promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile dans le marché intérieur de l'énergie, et l'envolée du coût des énergies fossiles ait été un échec, un de plus.

Dans le domaine à strictement parler du chauffage, la cogénération nucléaire est utilisée en France pour des applications variées mais assez anecdotiques comme le chauffage de piscines municipales, d’équipements scolaires, sportifs et municipaux ou encore une réserve de crocodiles.

En revanche, la cogénération nucléaire pourrait être extrêmement  intéressante pour alimenter des installations industrielles gourmandes en chaleurs à proximité des centrales (c’est d’ailleurs ce que fait la centrale de Saint Petersbourg). Il y aurait là matière à un beau programme de réindustrialisation, d’équipement du territoire et de lutte contre le réchauffement climatique, le tout en même temps.

Alors est-ce à dire que le chauffage nucléaire urbain n’a pas grand avenir. Eh bien non, justement ! Sans doute pas par la cogénération, en effet, mais par de nouveaux types de réacteurs nucléaires conçus pour cet usage, les SMR (small modular reactors) Suite au prochain blog.