Prolongation des 900 MW : les enquêtes publiques, c’est parti avec Tricastin

Contexte et importance des enquêtes publiques

L’enquête publique sur les modifications réalisées par Tricastin à l'occasion du quatrième réexamen de sûreté de la tranche 1 a débuté jeudi 13 janvier et se poursuivra jusqu’au lundi 14 janvier. Le grand public pourra donner son avis sur l’ensemble des dispositions d’amélioration mises en œuvre pour la prolongation de la durée de fonctionnement du réacteur N°1. Tous les citoyens, y compris les salariés, sont invités à y participer.

Cette première enquête publique concerne la perspective d’une poursuite de fonctionnement des réacteurs 900 MW pour les 10 ans qui suivent leur 4ème réexamen périodique. Tricastin ouvre la voie, il y aura une enquête pour chaque réacteur 900 MW.

Après dépouillement et analyse, la commission d’enquête remettra ses conclusions motivées, en précisant si elles sont favorables, favorables sous réserves ou défavorables au projet et  cela constituera un des éléments pris en compte par l’Autorité de Sûreté Nucléaire pour élaborer sa Décision (attendue au 2ème semestre 2022) de poursuite d’exploitation de Tricastin 1. Ce serait une erreur de penser qu’il s’agit d’une « formalité » ou que cette enquête publique qui est « consultative » ne pèsera pas dans la décision de l’ASN. Les opposants au nucléaire, eux,  se sont organisés pour peser.

L’enquête publique porte sur « les dispositions proposées par EDF lors du 4ème réexamen périodique de Tricastin 1 ». Ce n’est pas une prise de position « pour » ou « contre » le nucléaire mais un avis sur l’ensemble des dispositions d’amélioration mises en œuvre pour la prolongation de la durée de fonctionnement du réacteur N°1.

Les contributions personnelles… doivent être personnelles. A chacun de les rédiger selon ses connaissances et sensibilités. Les envois de messages tous similaires en masse ne seront pas pris en compte.

Il est néanmoins possible de présenter quelques arguments assez standard. Tout le monde peut contribuer sur la plate-forme ci-dessous

https://www.registre-dematerialise.fr/2797

Principales remarques et conclusion :

1) La prolongation des réacteurs existants, lorsqu’elle est compatible avec la sécurité et validée par les Autorités de Sureté compétentes est reconnue par l’AIE et l’OCDE (NEA) comme la source la plus rentable d’électricité à faible teneur en carbone.

Rappelons qu’il n’y a pas de durée de vie fixée des centrales nucléaires, ni en France, ni dans les autres pays possédant une industrie nucléaire (sauf le Japon). En France, l’autorisation de créer une installation nucléaire est délivrée par le gouvernement, sur avis de l’ASN. Ce « feu vert » est délivré sans limitation de durée mais il est remis en question tous les 10 ans dans le cadre d’un réexamen approfondi de l’installation (réexamen périodique)

Aux USA, pays le plus avancé dans la prolongation des centrales nucléaires, les centrales nucléaires renouvellent leur autorisation de fonctionner tous les 20 ans. La plupart des centrales, qui sont assez similaires aux nôtres,  sont déjà autorisées à fonctionner 60 ans. La poursuite de fonctionnement jusque 80 ans est en cours de réflexion.

2) Lorsqu'on fait le bilan de 40 ans de fonctionnement du parc nucléaire, on doit constater qu'il a assuré la production d'énergie électrique de la nation avec une grande fiabilité et sans incident ou accident notable. C’est le résultat de bonnes interactions entre l’exploitant EDF, et l’Agence de Sureté Nucléaire, dont l’indépendance et la qualités sont reconnues internationalement.

L’accident survenu au Japon en 2011 (Fukushima)  a été pleinement pris en compte comme pour faire évoluer la sécurité des réacteurs 900MW face à des risques spécifiques (séisme, perte de source électrique, perte de source de refroidissement). Les demandes de l'ASN dans le cadre du 4ème réexamen périodique des centrales concernent une meilleure gestion des accidents potentiels avec ou sans fusion du coeur du réacteur, du combustible dans la piscine de désactivation et des agressions internes ou externes au site (séisme, tornade, inondation,...).Le but final est de protéger la population de tout accident nucléaire mais également de ne pas contaminer l'environnement en toute situation.

Cet objectif a été pleinement adopté par EDF dans le cadre des VD4. Bien qu’âgé de 40 ans, le réacteur N°1 de Tricastin avec l’ensemble des dispositions prises par EDF sera plus sûr qu’à sa mise en service et qu’à la sortie des précédents réexamens de sûreté et le niveau de sécurité sera très proche de celui des réacteurs de GENIII type EPR. Cette exigence est en fait assez unique dans les comparaisons internationales.

3) Etat de la cuve et fissures : l’existence de microfissures (ou plus exactement de microbulles entre l'acier noir de la cuve et son revêtement en inox) est un problème connu depuis l’origine et suivi donc depuis 40 ans. Le problème concerne huit cuves construites avant 1979, Tricastin 1 étant  le plus affecté avec 20 défauts détectés sur les viroles pour 37 sur l’ensemble du parc. Ces microfissures résultent d’un procédé de soudage du revêtement, qui a été modifié depuis. L‘ASN a rappelé que ces défauts isolés ne dépassent pas une dizaine de millimètres de hauteur dans une paroi épaisse de plus de 200 mm et ne sont, ni par leur dimension, ni par leur nombre comparables à ceux trouvés sur les cuves de Doel en Belgique.

Depuis quarante ans qu’elles sont suivies, ces fissures surveillées par l’IRSN et l’exploitant  n’ont pas évoluées. En conséquence, l’ASN a fait savoir au directeur de la production nucléaire d'EDF (3 janvier 2022) que «considérant les éléments communiqués […], l'ASN retient que la tenue en service de la zone de cœur des réacteurs numéro 1 du Tricastin et numéro 2 du Bugey est démontrée pour la période de dix ans suivant leur quatrième visite décennale.»

 

Au surplus, un dispositif complémentaire de protection de la cuve a été évalué sur Tricastin 3 et devrait être généralisé : ainsi, dans le cadre du 4e réexamen périodique, l’introduction de grappes en hafnium dans des assemblages combustibles permettra de réduire encore les flux de neutrons sur la cuve et de préserver les marges mécaniques. C’est une voie possible vers une proogation à encore plus long terme des 900MW.

4) Les récupérateurs de corium : c’est un exemple de la façon dont le post Fukushima a été pris en compte, conduisant à une sécurité de niveau GEN III. 

L’ASN a imposé dans les réacteurs de 900 MWe « des dispositions nouvelles permettant la stabilisation du corium (y compris en cas de percement de la cuve) et la possibilité d'évacuer la chaleur hors de l'enceinte de confinement sans utiliser le dispositif d'éventage-filtration ». En accord avec l’IRSN¸ les dispositions retenues par EDF consistent  à réaliser un étalement sec du corium sur le radier dans le puits de cuve en l'étalant également dans un local voisin (local RIC). Elles permettent l'étalement sur une grande surface du corium afin de permettre le renoyage passif par l'injection d'eau. Cette solution ingénieuse permet d'assurer la  stabilisation et le refroidissement du corium à l’intérieur de l’enceinte de confinement.

Certains jettent le doute sur cette solution en affirmant qu’elle n’a pas fait l’objet d’études expérimentales ; c’est une évidence, il est impossible et dangereux d'expérimenter avec un vrai corium ! et il n’existe heureusement que très peu de retours d’expériences d’accidents. Les physiciens recourent à des modélisations et simulations expérimentales, il est ainsi possible d’étudier les effets de métaux fondus à très haute température, ou  ceux d'une très forte radioactivité sur les matériaux susceptibles d'être en contact avec un corium.

Les récupérateurs de corium ont fait l’objet d’expertises par l’IRSN et l‘AS qui ont validé le bien-fondé de ce concept et de son design. L’IRSN a ainsi proposé une couche de béton sacrificiel plus épaisse qu’initialement prévu afin que le corium n'atteigne pas trop tôt les plaques d’acier sous-jacentes. Par ailleurs, la quantité d’eau qui pourrait être présente dans le puits de cuve et dans la chambre d'étalement au moment de la percée de la cuve doit être limitée par conception afin d’éviter les risques d’explosion.

4b) un recombineur d'hydrogène, qui diminue conisdérablement tout risque d'explosion

5) Injection d’eau borée : dans la série des modifications post-Fukushima, l’ASN a demandé aux exploitants des réacteurs de 900 MWe de mettre en place un dispositif permettant d’injecter de l’eau borée dans le réacteur dans les situations de perte totale des alimentations électriques du site.

 

EDF a proposé l’installation sur chaque paire de  réacteurs d’une pompe supplémentaire aspirant l’eau borée de la bâche d’eau de refroidissement des piscines via le circuit d’aspersion de l’enceinte, et la refoulant dans le circuit primaire par les lignes basse pression du circuit d’injection de sécurité (RIS-BP).  Cette modification augmente la pression d'injection d'eau borée du circuit RIS et permet de réduire considérablement le risque de découvrement du cœur en situation de perte de réfrigérant primaire.

 

6) Diesels d’Ultimes Secours : Autre modification post-Fukushima, l’Autorité de Sureté Nucléaire Diesel d'Ultime Secours (DUS) avait en 2012 imposé à EDF d’installer, sur chacun de ses sites nucléaires, deux moteurs de secours autonomes.  Ils sont l'ultime rempart contre la fusion du cœur du réacteur en cas de perte de la source de refroidissement car ils permettent l'alimentation électrique en 220V de divers appareils utiles en gestion de crise (notamment: appareils de télécommunication, équipements de protection individuelle ou collective).

 

La presse s’est fait l’écho de problèmes (départs de feux au niveau du collecteur d’échappement) lors des premières installations et tests sur 6 DUS (sur 56).  L’Autorité de sûreté nucléaire a été informée de ces événements et a communiqué  : « L’ASN a veillé à ce que les causes en soient déterminées et à ce que des mesures correctives soient mises en œuvre, ce qui a été fait. ».  Tous les matériels en exploitation (52 DUS) ont passé des essais d’endurance et ont été qualifiés. Ils sont conformes et sûrs.

 

7) Piscines de refroidissement des combustibles usés : Un système d’appoint de refroidissement de l’eau des piscines d’entreposage des combustibles usés a été mis en place, notamment pour parer à la possibilité d’une chute d’un petit avion sur ces installations. La dalle de béton d’enceintes de confinement doit être épaissie pour éviter la pollution des nappes phréatiques en cas d’accident grave dans le cœur du réacteur. « L’objectif est de se rapprocher le plus possible des exigences de sûreté des réacteurs de troisième génération tels que l’EPR », a déclaré le Directeur de l’ASN. Une intervention de la FARN (Force d'Action Rapide Nucléaire) est également prévue en cas de problèmes.

 

 Un des reproches récurrents de la part des opposants du nucléaire est que les piscines « ne sont pas bunkerisées ». Pour sa part, l’ASN a souligné le travail réalisé par EDF en termes d’études de sûreté, qui a conduit à « la définition de dispositions supplémentaires qui permettront d’améliorer notablement la sûreté de l’entreposage du combustible et de répondre aux objectifs retenus pour le quatrième réexamen périodique des réacteurs de 900 MWe »

9) Force d’Action  Rapide du Nucléaire : autre mesure post Fukushima, la Force d’Action Rapide du Nucléaire compte 310 personnes qui s’entraînent toute l’année à l’intervention en situation de crise. Son but est d’ intervenir en moins de 24 heures en appui au site, si besoin, réinjecter de l’eau et de l’électricité dans l’installation, assurer les branchements « plug & play » et appuyer l’équipe de pilotage de la centrale. La Farn dispose de 40 équipements, dont un hélicoptère, des barges, des pick-up 4x4, des semi-remorques, des camions plateaux avec ou sans grue pour apporter et déplacer les groupes électrogènes, les tuyaux, les câbles, les pompes, le carburant… tout ce qui est nécessaire pour dégager une route, assurer une alimentation électrique et une "source froide" (eau permettant le refroidissement) pour le site nucléaire

La FARN s’entraine continument. Ainsi, un exercice a eu lieu du lundi 17 au jeudi 20 janvier 2022 au Tricastin et dans les communes alentours. Les moyens mobiles mis en œuvre par la Force d’Action Rapide du Nucléaire permettent de renforcer encore le niveau de sûreté avec une nouvelle ligne de défense pour faire face aux situations les plus critiques, permettant notamment d’assurer le refroidissement du combustible aussi bien celui présent dans la cuve du réacteur que celui qui peut être entreposé dans la piscine de refroidissement

 

10) Agressions externes au site : Les travaux de renforcement de la digue pour résister au Séisme Noyau Dur permettent d’élever le niveau de résistance à l’agression d’un séisme.

 

À la suite du séisme du Teil survenu le 11 novembre 2019 à proximité des centrales nucléaires de Cruas et du Tricastin, l’ASN a demandé à EDF  de déterminer si cet événement serait susceptible de conduire à une réévaluation du niveau des aléas sismiques retenus pour la démonstration de sûreté. En réponse, EDF considère que  le séisme du Teil est sans impact sur la définition du SMS du site du Tricastin. En effet, sur les sites des installations nucléaires du Sud-Est (Cruas, Tricastin, Marcoule et Cadarache), le séisme du Teil n’a engendré que des accélérations minimes, très inférieures à celles prises en compte dans leur dimensionnement, et n’a pas eu de conséquences sur les matériels. Du point de vue de la sûreté, le retour d’expérience porte en premier lieu sur les procédures d’inspection en cas de séisme, qui doivent être précisées et rendues plus directes et opérationnelles.

 

Lorsqu’en un lieu, la vitesse de propagation des ondes sismiques est inférieure à la vitesse des ondes en profondeur, on observe une amplification et un allongement du signal sismique. Le sol agit en quelque sorte comme un amplificateur et les ondes peuvent être « piégées » dans les terrains à plus faible vitesse de propagation. Tricastin, construit sur une zone sédimentaire est soumis à cet effet de site bien connu. Après le séisme du Teil, l’IRSN a comparé les signaux enregistrés par différents capteurs placés à proximité de Tricastin, les uns au rocher, sur le bord du canyon, les autres sur les sédiments. Ces signaux ont confirmé l’existence d’un effet de site : amplification et allongement du signal. Cet  effet de site est  pris en compte dans la définition du spectre de référence.

 

La FARN constitue une nouvelle ligne de défense face aux situations les plus critiques d’inondation ou séisme ; de même pour les Diesel d’Ultimes Secours.

Pour l’inondation d’origine externe, dont l’étude a été réalisée à ce stade pour les sites du Tricastin, du Bugey, de Gravelines et de Saint-Laurent-des-Eaux, les valeurs obtenues sont, pour le risque de fusion du cœur, compris entre 10-6 et 10-5 par an et par réacteur et sont négligeables pour le risque de découvrement des assemblages de combustible dans la piscine d’entreposage.

L’ASN considère que « l’ensemble des dispositions mises en œuvre à la suite de l’inondation du site du Blayais en décembre 1999 et dans le cadre de la prise en compte du retour d’expérience de la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi permet de conférer aux centrales nucléaires de 900 MWe un haut niveau de protection contre le risque d’inondation d’origine externe »… Pour le site du Tricastin, les éléments transmis par EDF relatifs aux méthodes d’évaluation des situations de référence pour le risque d’inondation (crue, pluie, rupture d’ouvrage hydraulique…) sont  jugés globalement satisfaisants.

Concernant le risque de tornades, l’ASN a notamment considéré que la définition de la tornade de référence proposée alors par EDF (niveau de tornade EF340 sur l’échelle de Fujita) ainsi que les projectiles associés étaient globalement satisfaisants pour le quatrième réexamen périodique.

Concernant les vagues de chaleur, un référentiel « grands chauds » (température exceptionnelle supérieure ou égale à 45,7 °C et une température minimale supérieure ou égale à 27,3 °C pour le site du Tricastin) a fait l’objet d’une instruction dans le cadre du quatrième réexamen périodique des réacteurs de 900 MWe. L’ASN souligne l’ampleur des études réalisées et des modifications prévues par l’exploitant pour protéger ses installations. L’ASN considère que la déclinaison du référentiel « grands chauds » constitue une avancée majeure pour la démonstration de sûreté.

En résumé, les demandes de l'ASN dans le cadre du 4ème réexamen périodique des centrales REP 900 MW concernant une meilleure gestion des accidents avec ou sans fusion du cœur du réacteur, du combustible dans la piscine de désactivation et des agressions internes ou externes au site (séisme, tornade, inondation,...) ont été prises en compte. Elles permettent une meilleure gestion des accidents avec ou sans fusion du cœur du réacteur, du combustible dans la piscine de désactivation et des agressions internes ou externes au site (séisme, tornade, inondation,...), le but final étant de protéger la population de tout accident nucléaire mais également de ne pas contaminer l'environnement quelle que soit la situation. L’'accident survenu au japon (Fukushima) en 2011 a été pleinement pris en compte.

Le CNPE de Tricastin exploite et effectue la maintenance de ses réacteurs en toute transparence. Ce point a notamment été souligné par l'Autorité de Sûreté Nucléaire. A la suite du quatrième examen décennal, le réacteur N°1 de Tricastin est plus sûr qu’à sa mise en service et qu’à la sortie des précédents réexamens de sûreté.

Face à l’urgence climatique, à la crise énergétique et à ses conséquences économiques,  à l’épuisement des ressources fossiles, l’avis sur la prolongation de l’exploitation de  Tricastin ne peut être que très favorable. 

Taxonomie et nucléaire : on en est où ?

 Taxonomie et financement du nucléaire : le nucléaire a besoin d’argent bon marché !

Les enjeux de la taxonomie ont été un combat récurrent de l’année 2020. La Taxonomie verte est un instrument sur lequel travaille la  Commission européenne, une sorte de labellisation destinée à guider les investissements financiers vers les secteurs et les activités les plus appropriés pour atteindre les objectifs climatiques de l’Europe, la transition vers une économie bas-carbone et un modèle de développement durable.

Cf sur ce blog https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/06/nouvelles-de-la-taxonomie-juillet-2011v2.html, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/10/taxonomie-les-pays-bas-poussent.html, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/urgence-nucleaire-et-climatique-alerte.html, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/04/dernieres-nouvelles-de-la-taxonomie.html,

Dans une première version (premier acte délégué), votée l’année dernière et entrée en viguer en janvier 2022 , le nucléaire était tout bonnement exclu de la taxonomie, alors qu’il est la seule source délectricité pilotable abondate et décarbonée. Cette décision imposée par l’Allemagne (le Luxembourg et l’Autriche) s’est heureusement heurtée à une forte mobilisation d’Etats membres.

En effet, pour la France, et pour d’autres pays européens ( Suède, Finlande, Tchéquie, Slovaquie, Roumanie, Hongrie,  Bulgarie, Pays-Bas, Pologne), une transition climatiquement efficace, économiquement et socialement soutenable ne peut se passer de l’énergie nucléaire ; et, comme l’utilisation de l’électricité est amenée à augmenter et à se substituer à d’autres sources, la production nucléaire d’électricité est aussi appelée à augmenter.

Que ce soit pour l’augmentation de la durée de vie des centrales existantes (considérée comme l’option la plus économique par l’AIE et l’OCDE ou pour de nouvelles centrales ( EPR, SMR, GENIV), le nucléaire a besoin de financements, et de financements bon marché. Pour l’Europe,  les centrales nucléaires existantes nécessiteront à elles seules 50 milliards € d’ici 2030 et 500 milliards d’ici 2050 pour la nouvelle génération (Thierry Breton). Par ailleurs, le coût du seul financement pour un projet comme Hinkley Point (EPR) représente les deux tiers du coût total du projet…Pour un ordre de grandeur, diminuez de 7 à 4% les taux d’intérêts, et le coût du projet  est divisé par deux

 Non seulement les Etats, mais aussi les syndicats ont fait entendre leurs voix. Ainsi les quatre fédérations syndicales représentatives des salariés du secteur français de l’énergie (CFE-CGC, CGT, FO, CFDT) ont mené une action au niveau national ( lettre au Président de la République) mais aussi au niveau européen : première lettre à la Commission du 28 janvier 2021(Lettre des syndicats du secteur européen de l’énergie, 12 syndicats de 6 pays européens) , deuxième lettre du 23 juillet 2021 (Lettre de suivi des syndicats du secteur européen de l’énergie, 18 syndicats de 10 pays européens) pour défendre l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie.

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/08/nouvelle-initiative-de-syndicats.html,

 https://twitter.com/EricSartori3/status/1420122844516823040

L’évolution en cours : de l’exclusion à une inclusion bancale

La Commission européenne a transmis en toute fin d'année 2021 un projet d'acte délégué complémentaire sur l’intégration du nucléaire et du gaz dans la taxonomie européenne. Cet acte complète le premier acte délégué, entré en vigueur en janvier 2022, et qui excluait le nucléaire.

Ce projet d’acte délégué (59 pages denses et touffues déposées le 31 décembre, quelques heures avant minuit ) doit être discuté par la plate forme des Experts et les représentants des Etats qui ont jusqu’au 21 janvier (initialement le 123 !!!) pour examiner le projet et proposer leur contribution.

Ensuite le projet sera considéré comme définitif et examiné par le Conseil et le Parlement européen durant une période de 4 à 6 mois.  A ce stade, la seule possibilité sera l’adoption ou le rejet, à la majorité simple pour le Parlement, à la majorité qualifiée pour le Conseil (20 Etats membres représentant 65% de la population. Selon la Commission, il n’y aura pas d’autres  consultations : « une analyse d’impact et une consultation publique ne sont pas nécessaires, car les activités couvertes par le plan  d’action pour le développement ont déjà fait l’objet d’une évaluation et d’une consultation détaillées »

Ce sera donc à prendre ou à laisser

La réaction officielle française a plutôt été à l’autocongratulation (« L’inclusion du nucléaire dans la taxonomie verte, un victoire diplomatique pour la France »

https://www.ladiplomatie.fr/2022/01/04/linclusion-nucleaire-taxonomie-victoire-diplomatique-france/)

Mais les opposants au nucléaire se sont aussi réjouis :

« Taxonomie : une déconvenue pour la France, un recul pour l’environnement » selon Greenpeace

https://www.greenpeace.fr/espace-presse/taxonomie-une-deconvenue-pour-la-france-un-recul-pour-lenvironnement/

En réalité, il s’agit d’un compromis très politique et très peu scientifique : l’Allemagne a négocié dans la taxonomie le gaz (443 gCO2e/kWh) contre le nucléaire (6g CO2e/kWh).

Restons sur le nucléaire : Des avancées réelles

A) les points positifs

On ne peut que se réjouir de la reconnaissance du rôle du nucléaire pour atténuer le changement climatique et de son inclusion dans la taxonomie européenne, à la fois à travers divers type de réacteurs existants, troisième génération (EPR et EPR2), les futurs de quatrième génération et les SMR. Les points suivants apparaissent particulièrement significatifs

1) La Commission reconnait que l’énergie nucléaire peut apporter une contribution substantielle à la lutte contre le dérèglement climatique, et respecte le critère DNSH (Do not significatly harm) en ne provoquant pas de dommages significatifs aux objectifs environnementaux de la Taxonomie, pourvu que certains critères techniques ( TSC technical Screening criteria ) soient respectés;

2) Elément également très important :  l’enfouissement géologique profond, considéré comme très problématique lors de la préparation du premier acte délégué, est maintenant reconnu comme une solution sûre et praticable pour isoler définitivement les déchets radioactifs à longue vie de la biosphère :  « l’enfouissement géologique profond  représente , dans l’état actuel des connaissances, la solution de pointe largement acceptée par la communauté d’experts du monde entier comme l’option la plus sûre, la plus durable et techniquement disponible pour ’isoler les déchets fortement radioactifs de la biosphère sur le très long temps nécessaire »

3) Des technologies existantes appropriées  permettent de  prévenir les impacts environnementaux négatifs potentiels du nucléaire ou d’en mitiger les conséquences. La conformité aux stipulations du traité Euratom permet avec une confiance suffisante d’assurer que les éventuels impacts sur les humains et  l’environnement  restent en dessous du seuil de dommages significatifs. Donc, la Commission reconnait que le fameux critère DNSH est respecté.

4) La production d’électricité nucléaire génère des émissions de gaz à effet de serre proches de zéro et fournit une énergie de base pilotable qui facilite le déploiement des énergies renouvelables intermittentes et n’handicape pas leur développement ; que les preuves de sa contribution substantielle potentielle aux objectifs climatiques sont  convaincantes et variées. (clear and extensive). La Commission reconnait l’intérêt de l’énergie nucléaire  « pour produire de l’électricité et/ou de la chaleur industrielle, y compris à des fins de chauffage urbain ou pour des procédés industriels tels que la production d’hydrogène ».

Selon l’article 10(2)  du règlement EU 2020/852, le nucléaire  contribue substantiellement aux objectifs  climatiques et  soutient la transition vers une économie neutre pour le climat, avec une voie permettant de limiter l’augmentation de la température à 1,5 ° C au-dessus des niveaux préindustriel »

Et c’est là que commencent les problèmes sérieux car cette référence à l’article 10(2) laisse à penser que la Commission considère le nucléaire comme une « énergie de transition » sans que ce soit clairement explicité ; mais aussi comme une énergie durable, bien que non renouvelable.

B) des points de vigilance sérieux et inquiétants

1) L’acte délégué entretient une fâcheuse ambiguïté sur le classement de l’énergie nucléaire ; si elle n’est pas expressément qualifiée d’énergie de transition, elle est pourtant rattachée au paragraphe 10.2, qui définit les énergies de transition, et nombre des problèmes subséquents viennent de cette qualification.

 Le nucléaire doit être considérée comme durable et non comme une simple énergie de transition (jusqu'à quand ?, transition vers quelle autre énergie de base pilotable ?) Avec le développement de la génération IV, qui permet la fermeture du cycle du combustible, il pourrait  même être considéréecomme une énergie renouvelable…

2) L'existence de clauses de caducité : ainsi la prolongation des réacteurs doit être décidée avant 2040 et la construction de nouveaux réacteurs avant 2045 pour être cohérent avec la taxonomie.

Ces clauses semblent difficilement compatibles avec les horizons d'investissement pour les nouveaux projets nucléaires, en particulier pour la génération 4 (surgénérateurs). A terme, elles semblent même conduire à des absurdités : sur la période 2040-2045, un nouveau réacteur nucléaire serait éligible à la taxonomie, mais pas les investissements nécessaires à son exploitation comme un réacteur existant. Elles n'ont aucune justification.

3) La Commission semble exiger un droit de regard sur les critères de sélection technique, ce qui ne relève pas de sa compétence et doit rester strictement du ressort des autorités nationales de sûreté nucléaire. Nous pouvons voir à quels problèmes cela conduit lorsque la Commission impose comme critère l'utilisation de l'ATF (Accident Tolerant Fuel) qu'elle prétend être disponible alors qu'il n'existe aucune norme, aucune décision des Autorités de sûreté à ce sujet, aucun retour d’expérience, simplement la communication promotionnelle d’un  fabricant. De plus, il semble que l'ATF soit un combustible développé pour accroître la sécurité et le fonctionnement des réacteurs nucléaires anciens, et non une exigence de sécurité dans les réacteurs modernes. En tout état de cause, il appartient aux Autorités de sûreté de se positionner ;

Si cette exigence d’utilisation d’un combustible encore inexistant et dont le développement se situe à l’échelle de la dizaine d’année voire plus était maintenue, elle bloquerait le financement de tout projet nucléaire durant la période correspondante…

Au-delà le statut d’énergie de transition suppose des réexamens scientifiques et techniques tous les trois ans et un rapport détaillé tous les 5 ans. La Commission prendrait ainsi la main  sur les programmes nucléaires nationaux, avec tous les risques de blocages bureaucratiques ou politiques que cela entraine, et entrainerait  un climat de justification permanent difficilement compatible avec un développement industriel ;

4) L'échéance de 2050 pour construire un dépôt en couche géologique profonde est très problématique pour certains pays européens. Pour des pays comme la Pologne qui n'ont pas d'énergie nucléaire actuellement et qui décideraient de construire des centrales nucléaires, cela n'a tout simplement aucun sens. Il y a là au surplus un risque politique d’éclatement du front nucléaire entre les pays qui pourraient satisfaire à ce critère (France, Finlande, Suède) et les autres ;

5) Les investissements de pays de l'UE dans des projets nucléaires en dehors de l'UE doivent également être considérés comme conformes à la taxonomie, ce qui n’est pas le cas actuellement. C’est injustement handicaper le développement à l’international de nos industries nucléaires, c’est priver les pays qui le désirent d’une source d’électricité indispensable au combat contre le dérèglement climatique, sauf à les jeter dans les bras de concurrents étrangers aux très larges ambitions géopolitiques (Chine, Russie, USA) ;

6) Le cycle du combustible nucléaire devrait être inclus en tant qu'activité habilitante. De même, la production de chaleur et d'hydrogène à partir des centrales nucléaires existantes et des technologies avancées doivent être clairement couvertes par la taxonomie ;

7) L’obligation pour  les investisseurs de déclarer de manière distincte leurs investissements  nucléaires n’est pas conforme au principe de neutralité technologique- seul le nucléaire y est soumis. Cette exigence de divulgation présente un caractère discriminatoire et stigmatisant anti- nucléaire, qui est décidément la marque de cette Commission ou du poids de certains Etats dans son action.

Au-delà de son rôle dans l’orientation des investissements dans le secteur énergétique, la taxonomie  portera effet sur  l’éligibilité aux fonds européens, les conditions des aides d’Etat, les « green bonds », les plans de relance, les écolabels…

Il va donc falloir être vigilant

Rapport UNECE (United Nations Economic Commission for Europe : Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options

But de l’étude :

L’objectif global de ce rapport est d’évaluer les impacts environnementaux du cycle de vie des divers moyens de production d’électricité. Cela a été effectué en effectuant une ACV sur les inventaires mis à jour du cycle de vie de certaines technologie : houille, gaz naturel, hydroélectricité, solaire à concentration, photovoltaïque, énergie éolienne, nucléaire ont été évalués en fonction des indicateurs suivants: changement climatique, eutrophisation de l’eau douce, rayonnements ionisants, toxicité humaine, occupation des terres, eau dissipée, ainsi que l’utilisation des ressources.

Production par moyen de production :

Les technologies photovoltaïques :

Quelques chiffres et données clés

1) Emissions de gaz à effet de serres : le nucléaire champion toutes catégories

En ce qui concerne les émissions de GES, le charbon affiche les scores les plus élevés, avec un minimum de 751 g CO# eq./kWh (IGCC, USA) et un maximum de 1095 g CO# eq./kWh (charbon pulvérisé, Chine). Équipé d’une installation de captage du dioxyde de carbone et tenant compte du stockage du CO#, ce score peut tomber à 147-469 g CO# eq./kWh (respectivement).

Une centrale à cycle combiné au gaz naturel peut émettre de 403 à 513 g de CO# eq./kWh du point de vue du cycle de vie, et entre 49 et 220 g CO# eq./kWh avec le CSC..

Les émissions du cycle de vie de l’énergie nucléaire sont estimées à 5,5 g CO# eq./kWh en moyenne mondiale, la plupart des émissions se produisant dans les processus frontaux (extraction, conversion, enrichissement de l’uranium et du combustible fabrication). Cette valeur est comparable à la fourchette inférieure des valeurs de la littérature en raison des hypothèses suivantes : intrants énergétiques révisés pour l’exploitation minière et l’usinage, enrichissement par centrifugation uniquement, durée de vie plus longue supposée pour la centrale nucléaire (60 ans au lieu de 40).

Les centrales solaires à concentration présentent une grande variabilité en raison des conditions locales. En fait, les valeurs les plus élevées correspondent à des régions où le solaire à concentration ne serait pas économiquement viable, comme l’Europe du Nord ou le Japon. Sous une irradiation solaire suffisante, le solaire à concentration émet 35 à 40 g de CO# eq./kWh sur le cycle de vie. Les technologies solaires photovoltaïques et éoliennes affichent également de faibles émissions, la plupart des GES étant incorporés dans les infrastructures. À l’exception du silicium polycristallin PV dans certaines régions, aucune technologie ne dépasse 35 g CO# eq./kWh.

Les éoliennes offrent des émissions faibles ( 16 et 23 g CO# eq./kWh pour le onshore et le offshore respectivement). Une partie de ma différence provient de l’utilisation de bateaux et plates-formes flottantes pour la construction et l’entretien.

Les variations prévues d’ici à 2050 sont faibles…et c’est le nucléaire qui devrait encore le plus améliorer ses performances (-25%)

2) Toxicité pour l’homme ( non cancérogène)

La toxicité non cancérogène   pour l’homme s’est avérée fortement corrélée aux émissions d’ions arsenic liées à la mise en décharge des résidus miniers (de charbon, de cuivre), ce qui explique le score élevé de l’énergie au charbon sur cet indicateur.

En ce qui concerne les effets non cancérigènes, le  charbon affiche les scores les plus élevés, avec des moyennes de 54-67 CTUh/TWh et 74-100 CTUh/TWh sans et avec Carbon Capture respectivement. La principale substance contributive est l’arsenic (sous forme ionique), émis dans les eaux de surface et souterraines, par l’extraction du charbon et le traitement des cendres de houille dans les décharges. La deuxième moyenne la plus élevée est celle du photovoltaïque sur toit en poly-Si, avec 14 CTUh / TWh, en raison des apports de cuivre relativement élevés, induisant des émissions d’ions arsenic provenant du traitement des scories de cuivre dans les décharges. Les autres technologies émettent également de petites quantités d’ions arsenic dans l’eau par la production de fonte, de ferronickel et d’alliages d’acier.

 NB :  CTUh/TWh : Unité toxique comparative pour l’homme : unité d’évaluation d’impact exprimant l’augmentation estimée de la morbidité dans la population humaine totale par unité de masse d’un produit chimique émis ( par kilogramme)

 3) Toxicité pour l’homme (cancérogène)

Les effets cancérigènes dépendent fortement des émissions de chrome VI liées à la production d’acier inoxydable– ce qui se traduit par un score modérément élevé pour le solaire à concentration qui nécessite des quantités importantes d’acier par rapport à l’électricité produite

En ce qui concerne les effets cancérigènes, aucun score moyen ne dépasse 8,0 CTUh/TWh. Cette valeur est atteinte par le solaire à concentration,  en raison de la quantité relativement élevée d’acier inoxydable requise pour l’infrastructure).

4) Toxicité pour l’homme : radioactivité

Les impacts des rayonnements ionisants sont causés par l’exposition de l’homme à la radioactivité. Les émissions radioactives provenant des radionucléides sont regroupées indépendamment de la quantité ou du temps d’exposition (comme c’est le cas pour les émissions d’autres substances) de facto selon une approche linéaire sans seuil). Les graphes montrent nettement que l’exposition générale et professionnelle à la radioactivité est moins forte pour le nucléaire….que pour le charbon.   Des recherches récentes suggèrent également des expositions publiques non négligeables pour l’énergie géothermique et une exposition professionnelle notable pour le photovoltaïque (pendant la phase minière).

5) Demande en matériaux critiques 

Les résultats montrent de grandes disparités entre les technologies. La consommation de matériaux critiques est  élevée pour les technologies photovoltaïques (300 à 600 g de métaux non ferreux par MWh), et pour l’énergie éolienne  (environ 300 g de métaux non ferreux par MWh). Les technologies thermiques se situent dans la plage de 100 à 200 g, avec un excédent lorsqu’elles sont équipées de captage du carbone. Le nucléaire est par contre très économe en matériaux critiques, le principal étant le cuivre utilisé...pour l'élimination des déchets

6) Occupation du territoire

L’occupation (ou l’utilisation) des terres comprend à la fois l’occupation des terres agricoles et urbaines, directe et indirecte. Pour l’énergie au charbon, l’occupation des terres se fait principalement à la phase d’extraction, soit par l’infrastructure minière elle-même (à ciel ouvert ou souterraine) et l’utilisation d’étançons en bois dans les mines souterraines (le bois est toujours un choix populaire de matériau pour le soutien de toiture dans les mines), ce qui entraîne des impacts sur l’utilisation des terres de la foresterie. Le gaz naturel n’entraîne pas une grande utilisation des terres, car extrait du sous-sol et les centrales électriques n’utilisent pas beaucoup d’espace. Les projets hydroélectriques, ont des caractéristiques propres au site, y compris pour l’occupation des terres; la topologie de la rivière, de la vallée et du réservoir peut faire varier les indicateurs d’utilisation des terres de plusieurs ordres de grandeur. Cet indicateur est exprimé en points, ce qui donne un score pour la qualité des terres.

NB : l’occupation au sol des éoliennes fortement minimisée car prise au sens strict, c’est-à-dire le socle et la partie sous l’éolienne car il est assumé que le reste de l’espace peut continuer à être utilisé…Il s’agit de “direct impact area” et non de “total project area” (les terres peuvent être utilisées à d’autres fins (p. ex. l’agriculture) ne nécessitant pas de constructions)

 7) Utilisation de l’eau 

L’eau dissipée comprend toutes les utilisations qui privent immédiatement l’environnement local d’utiliser l’eau. Par exemple, l’eau immédiatement retournée dans l’environnement (dans les rivières, les océans ou les eaux souterraines) n’est pas comptabilisée dans les « eaux dissipées »; tandis que l’eau utilisée comme ingrédient pour un produit chimique, ou évaporée, l’est. Les centrales thermiques ont des besoins élevés en eau dissipée car elles privent leur environnement immédiat d’eau facilement disponible pour le refroidissement. Ces besoins (en moyenne) vont de 1,0 m3 par MWh, ou l/kWh (gaz naturel sans CSC), à 2,4 m3 par MWh (énergie nucléaire), à 5,0 m3 par MWh (charbon pulvérisé avec CSC). Pour les énergies renouvelables, les technologies solaires ont une empreinte eau modérée

 8) Quelques résultats particuliers pour l’UE :

 8a) Impacts sur les écosystèmes 

L’eau dissipée comprend toutes les utilisations qui privent immédiatement l’environnement local d’utiliser l’eau. Par exemple, l’eau immédiatement retournée dans l’environnement (dans les rivières, les océans ou les eaux souterraines) n’est pas comptabilisée dans les « eaux dissipées »; tandis que l’eau utilisée comme ingrédient pour un produit chimique, ou évaporée, l’est. Les centrales thermiques ont des besoins élevés en eau dissipée car elles privent leur environnement immédiat d’eau facilement disponible pour le refroidissement. Ces besoins (en moyenne) vont de 1,0 m3 par MWh, ou l/kWh (gaz naturel sans CSC), à 2,4 m3 par MWh (énergie nucléaire), à 5,0 m3 par MWh (charbon pulvérisé avec CSC). Pour les énergies renouvelables, les technologies solaires ont une empreinte eau modérée

 8) Quelques résultats particuliers pour l’UE :

 8a) Impacts sur les écosystèmes 

Le changement climatique contribue de manière écrasante aux impacts sur les écosystèmes, avec de légers impacts de la transformation naturelle des terres pour l’hydroélectricité. L’influence du CSC sur les centrales à combustibles fossiles est claire car elle réduit les dommages aux écosystèmes de 60 à 77%. L’occupation des terres apparaît à peine, mais c’est le plus important contributeur après le changement climatique

8b) Impact sur la santé humaine

L’indicateur final des dommages à la santé humaine est également dominé par le changement climatique (>75 % pour toutes les technologies), à l’exception des installations équipées de CSC, où la toxicité humaine et les émissions de particules sont importantes. Les émissions de particules sont importantes pour la houille seulement, car la combustion du gaz naturel n’émet pas une quantité substantielle de particules. Si l’on exclut le changement climatique, la toxicité et les émissions de particules restent les principaux contributeurs aux dommages pour la santé humaine

Emplois, nucléaire et énergies renouvelables

 Source : étude SFEN https://new.sfen.org/wp-content/uploads/2021/11/Avis-emploi.pdf

Données historiques : le rapport de 2011 de PWC : 2 Emplois temps plein/MW pour le nucléaire

Dans son rapport de 2011, « Le poids socio-économique de l’électronucléaire en France », PWC totalisait 125 000 emplois directs dédiés à l’électronucléaire en France. Rapportés à la capacité de 63,1 GW, cela donnait près de 2 ETP/MW, dont la part d’exploitant (EDF), avec 47 000 ETP, représentait 0,744 ETP/MW. Pour comparaison aux Etats-Unis, cette part d’exploitant, avec 598 ETP par unité, atteignait en moyenne 0,932 ETP/MW5.  

L’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (NEA) proposait donc un ratio de 1 ETP/MW pour le nucléaire. La valeur de 2 ETP/MW de PWC intègre l’ensemble de la chaîne de production et traduit l’existence d’une filière intégrée en France, où l’essentiel de la valeur ajoutée est généré par des opérateurs français sur le territoire national.

Données historiques : Etude SFEN 2017

Donc, 2 emplois directs /MW pour le nucléaire, 3.8 emplois direct/indirect/MW. Beaucoup plus que le photovoltaïque et kif kif l’éolien. Seulement attention, il y a là une difficulté méthodologique : ces chiffres correspondent à une phase d’installation intense d’éolien, or c’est justement dans l’éolien la phase de loin la plus utilisatrice de main d’œuvre.

Une difficulté méthodologique Les projets ENR et Nucléaires ont des profils d’emplois très différents :

Par exemple, pour un projet de centrales nucléaire la phase d’exploitation et maintenance (O&M), de loin la plus longue, concerne le plus d’emplois directs – en particulier de l’ordre de deux fois plus que la phase d’installation. Par contraste, un projet de solaire PV dont la durée d’O&M est relativement plus faible présente des chiffres d’emplois directs similaires entre la phase d’installation et la phase d’O&M.

L’intensité en emplois direct n’est pas homogène entre les différentes phases ; d’autre part le ratio de durée entre ces différentes phases n’est homogène non plus. Sommer les ETP et rapporter ce total au nombre de MW, c’est supposer une certaine homogénéité i.e. introduire un biais dans les indicateurs. Dans les faits, ce biais dessert la compétitivité en emplois des filières biomasse, hydraulique et nucléaire en particulier pour ces deux dernières dont la phase d’O&M est relativement plus longue.

Conclusion 1 : Un moyen de s’en affranchir est de autant que faire se peut, donner  le ratio ETP/MW en moyenne pondérée annuellement sur l’ensemble du cycle de vie de l’installation 𝐄𝐓𝐏/MW/an

Conclusion 2 : Les emplois dans les ENR et le nucléaire sont de natures très différentes. Alors toute comparaison honnête implique non seulement la comparaison des chiffres, mais également une étude qualitative sur la nature des emplois, leur pérennité, le niveau de compétence, le salaire, les évolutions possibles etc.

Etude SFEN/PWC 2020 1- Le poids du nucléaire dans l’emploi

La filière nucléaire est la troisième filière industrielle française derrière l’aéronautique et l’automobile, forte de 220 000 professionnels, répartis dans plus de 3 000 entreprises dont 85 % de TPE/PME.

La filière nucléaire compte pour 70 % des emplois directs toutes filières confondues et génère, par MW de capacité installée, deux fois plus d’emplois directs en moyenne par rapport aux filières EnR, en particulier les filières éolienne et solaire photovoltaïque.

Les profils d’emplois sont très différents entre les filières : pour l’éolien terrestre, les emplois se situent lors des phases amont (études, fabrication, distribution) ; pour le solaire photovoltaïque, les emplois se situent lors de la phase d’installation et celle d’exploitation-maintenance ; pour le nucléaire, les emplois se situent lors de la phase d’exploitation-maintenance

La valeur corrigée pour tenir compte des cycle de vie et des profils d’emplois différents : 𝐄𝐓𝐏/MW/an pour le nucléaire, l’éolien terrestre et le solaire en 2018.

Sur l’ensemble du cycle de vie du projet de l’infrastructure en moyenne par an, par capacité installée, la filière nucléaire génère non pas 2 mais 3 fois plus d’emplois directs que les filières éoliennes terrestres ou solaires.

L’investissement dans le nucléaire génère sur l’ensemble du cycle de vie 3 fois plus d’emplois que dans les ENR .

C’est assez attendu : la contribution en emplois des phases en amont de l’O&M est relativement plus élevée pour les EnRi. Or ces phases sont de fait bien plus courtes que la phase d’O&M. Au contraire, pour la filière nucléaire, la phase d’O&M est d’une part bien plus longue et d’autre part plus intense en emploi d’un facteur 2 que les phases amont.

Extrapolation à 2030 :

Pour les capacités installées, PWC a extrapolé la projection de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE 2019, version avril 2020)1jusqu’en 2030 (figure 11), ce qui donne le tableau 7, avec les deux scénarios bas (A) et haut (B) de la PPE.

Pour en déduire les emplois directs, PWC applique une règle simple de proportionnalité en emplois/MW pour l’O&M, et en emplois par MW installés pendant l’année pour le poste installation. Rien n’est précisé pour le poste Etudes ni pour la fabrication et la distribution des équipements, qu’on considérera ici comme proportionnelle au rythme d’installation sans tenir compte d’éventuels décalages dans le temps. En revanche PWC indique que des progrès de productivité sont pris en compte sur les filières éolien et solaire PV entre 2018 et 2030.

Bilan : Scénario A, soit un gain de 34 000 emplois directs (83 000 – 49 000). 

Scénario B, soit un gain de 66 000 emplois directs (115 000 – 49 000).

Pour le nucléaire, la fermeture de 8 réacteurs entre 2018 et 2030 ferait perdre 6000 emplois directs. Soit 0,75 emplois/MW en appliquant le ratio relatif à l’exploitant seul. Il en resterait donc 123 000.

Soit Total EnR + nucléaire 2018 = 49 000 + 129 000 = 178 000 emplois directs

Total EnR + nucléaire 2030 = 83 000 + 123 000 = 206 000 emplois directs

À horizon 2030 les emplois dans le nucléaire représenteront encore 60 % des emplois toutes filières électrogènes confondues, sans prendre en compte le lancement des nouveaux chantiers. Et cela malgré les fermetures de huit réacteurs et le doublement de la capacité d’EnR installée prévu par la programmation pluriannuelle de l’énergie.

La hausse des emplois dans les EnR est portée par une filière française d’éolienne offshore en très forte croissance….mais les données sur le contenu en emploi ne sont pas comparables en termes de robustesse et invite à des précautions : d’un côté la filière nucléaire est mature. Elle présente des chiffres largement étayés et éprouvés par la littérature ; de l’autre côté, les chiffres sur l’éolien offshore, filière industrielle, à construire en France, donne des extrapolations qui restent à confronter au réel

Extrapolation à l’horizon 2050 :

Scénario RTE M23 ( ENR maximal, nucléaire résiduel) :   Le scénario M23 « EnR grands parcs » se caractérise par : - Un parc nucléaire résiduel réduit à 16 GW en 2050 - La massification du développement des renouvelables via de grands parcs éoliens sur terre (72 GW) et en mer (60 GW) et de grandes centrales solaires (125 GW).

L’éolien offshore compte en 2050 pour 66 % (figure 12) des emplois directs générés par le secteur de production d’électricité. En 2018, le nucléaire générait 72 % (annexe 1) des emplois directs selon PWC.

Avec une hypothèse raisonnable de gains de productivité dans l'éolien, cela donne ceci , qui est le scenario privilégié par PWC 

Par ailleurs, la filière offshore comptera, pour une même puissance installée (environ 60 GW), de l’ordre de 100 000 emplois supplémentaires par rapport à la filière nucléaire en 2018. Cette importance prise par l’éolien offshore invite à d’autant plus de précautions que la filière industrielle n’est pas mature à date : «Toutefois, contrairement aux pays de la mer du Nord, la plupart des côtes françaises sont marquées par des profondeurs qui augmentent rapidement avec l’éloignement des côtes. Par conséquent, sur certaines façades maritimes françaises […], le développement de l’éolien en mer ne pourra se faire qu’avec des parcs éoliens flottants. Cette technologie reste à un stade de maturité significativement moins avancé que pour l’éolien posé […]. »  Le nombre d’emplois directs extrapolés à l’horizon 2050 dans ce scénario M23 reposant pour très grande partie sur une filière qu’il reste à développer, une étude de sensibilité des hypothèses d’ETP/MW est nécessaire d’un point de vue méthodologique.

Avec toutes les réserves sur les hypothèses et l’homogénéité des calculs, l’intensité en emploi du scénario M23 est de 1,05 ETP/MW

Scénario RTE N03 (nucléaire 50%) : Dans ce scénario, le mix de production repose à parts égales sur les renouvelables et le nucléaire à l’horizon 2050. Il suppose un fonctionnement étendu des réacteurs actuels tant qu’ils respectent les normes de sûreté, et la construction de nouveaux réacteurs selon un rythme volontariste avec diversification des technologies de troisième génération de grande taille (EPR2), mais aussi des réacteurs de taille réduite (SMR).

Le niveau d’emplois directs serait inférieur de 60 000 ETP par rapport au scénario précédent, soit un écart de 20 % environ, pour une capacité totale installée en renouvelables (éoliens et PV) pratiquement divisée par deux. La part emploi de l’éolien offshore reste encore très importante (25 % du total), le nucléaire reste majoritaire.

L'intensité en emploi du scénario N03  est plus élevé : de l’ordre de 1,18 ETP/MW ; à consommation fixée, cela traduit d’une plus grande efficacité de ce mix.

D'où une première conclusion de la SFEN : sur le long terme, le nombre d’emplois toutes filières électrogène confondues ne varie pas significativement entre les différents scénarios de mix électrique. Par ailleurs, ces résultats restent largement tributaires des hypothèses faites sur la filière de l’éolien en mer

Dans le cas d’un scénario avec une part majoritaire de renouvelable (scénario M23 de RTE) la composition des emplois directs dans le secteur de la production électrique serait renversée en 2050 : la capacité totale d’EnR aurait été multipliée par un facteur six ainsi que les emplois directs associés, mais 109 000 emplois directs seraient perdus dans la filière nucléaire. L’éolien offshore compterait pour 64 % des emplois directs en France (avec un gros avertissement : cette filière n’étant pas techniquement mature et les prévisions sont peu stables)

Dans le cadre d’un scénario avec une part importante de nucléaire (scénario N03 de RTE), il y a moins de capacité à installer, le nombre ETP serait alors légèrement plus faible. En tenant compte des emplois directs et indirects cet écart serait réduit. Par ailleurs, l’intensité emplois du scénario N03 est plus élevée, ce qui traduit d’une plus grande efficacité économique.

D’où la conclusion quelque peu alambiquée de la SFEN :  « la Sfen conclut que l’emploi n’est pas un critère discriminant, dans un sens comme dans l’autre, dans le choix du mix électrique sur le long terme. Celui-ci devra inclure d’autres éléments tels que la robustesse des trajectoires permettant l’atteinte des objectifs de décarbonation, de sécurité d’approvisionnement et de réindustrialisation. »

Commentaire 1) : ce que je comprends ainsi  (raisonnement à la hache) : un euro investit dans le nucléaire génère trois fois plus d’emploi qu’un euro investi dans le photovoltaïque ou l’éolien . Sauf que comme il faut investir trois-quatre fois plus dans les ENR que dans le nucléaire, finalement  pour l’emploi  c’est kif/kif quand on considère un scénario entier.

Commentaire 2) : Donc, toutes les déclarations proclament que les ENR génèreront plus d’emplois que le nucléaire, c’est du pipeau ( mais bon, de la part de Jadot…)

Par contre, pas quand on considère les coûts ! cf scenarios RTE :  20 milliards de plus par ans, à supposer qu’un scénario à fort % ENR soit techniquement possible)

Conclusions : Autres données Emplois directs/  indirects :

Pour le nucléaire, (directs + indirects) = 1,9 x directs : ETPi/MW = 1,9 x ETP/MW –

 Pour le solaire PV, (directs + indirects) = 1,4 x directs : ETPi/MW = 1,4 x ETP/MW –

Pour l’éolien terrestre, le facteur 1,7 estimé en Allemagne n’est pas applicable en France où la part de valeur ajoutée nationale est plus faible, nous retiendrons une valeur intermédiaire : ETPi/MW = 1,5 x ETP/MW

Pour l’éolien en mer, une étude détaillée de 2020 au Danemark analyse les gains de productivité depuis 2010 et obtient un contenu de 4,9 ETP/MW et 10,1 ETPi/MW en 2022 , c’est-à-dire un facteur estimé de 2, proche du nucléaire. La filière offshore n’est pas développé au même niveau que la filière nucléaire dans sa chaîne de fabrication. Aussi nous prendrons un facteur de 1,7 pour la France.

NB : La réalisation de 6 nouveaux EPR2 mobilisera plus de 30 000 emplois directs et indirects pendant la phase de construction dans toute la filière. Il assurera également plus de 10 000 emplois pendant toute la phase d’exploitation, jusqu’au début du prochain siècle. L’enjeu en termes de formation et d’intégration est considérable. 

Rappel sur les mensonges des margoulins de l’éolien et des politiciens qui les soutiennent ou en sont dupes

Les professionnels de la filière photovoltaïque promettaient en 2007 100.000 emplois d’ici 2020. Il y a eu moins de 4.000. Parce que la France n’a pas développé d’industrie, on achète nos modules en Chine… On se souvient des 230.000 jobs promis en 2007 au moment du Grenelle de l’environnement. On le sait aujourd'hui : il y en a eu 10 fois moins…

Dans son rapport sur les ENR de 2018, la Cour des Comptes taclait sévèrement l’Ademe  qui estimait à 79 000 le nombre d’emplois directs liés aux marchés des EnR hors biocarburants sur le territoire national en 2016. Soit une hausse de 30 % par rapport à l’année 2006. Le problème ; seuls 15 % (12 000) relèvent toutefois de la fabrication d’équipements et de l’assemblage et peuvent ainsi être considérés comme des emplois industriels. Le reste relève essentiellement de la maintenance-exploitation (35 à 45 %) et de l’installation (25 à 30 %)”, précise de son côté la Cour des comptes. Elle ajoute que “les projections du nombre d’emplois attendus du développement des énergies renouvelables sont très variables”. D’autres sources estiment que la moitié des emplois que ventent les margoulins de l’éolien sont aussi intermittents que les éoliennes eux-mêmes, car liés aux phases de construction, d’installation des systèmes, qui par définition, ne vont pas durer.

Cela fait longtemps que les syndicats alertent aussi sur les mirifiques promesses des ENR en matière d’emploi. En 2018,  la FNME-CGT a rappélé que,  selon l’Ademe, une capacité de production éolienne de 15 GW (celle actuellement installée en France) génère moins de 4 000 emplois, soit moitié moins que l’actuelle production d’électricité dans les centrales à charbon. Ce chiffre,  montre à quel point le développement des énergies renouvelables n’est pas le gigantesque gisement d’emplois souvent évoqué. Surtout, ces emplois sont très subventionnés : 71 milliards d’euros sur la durée de la PPE selon les chiffrages de FO Énergie et Mines (et donc, comme en Allemagne, ce sont emplois que vent emporte quand le vent des subventions change). De FO également ce commentaire :  « En attendant, la réalité du marché français de 2015 est plutôt celle-ci  : on trouve davantage d’offres d’emplois dans la pose de climatiseurs que dans les projets d’énergie « verte » ou de transport en commun « propre » de Véolia Environnement. Quant aux panneaux solaires, le marché est dominé par les industriels et les emplois chinois…Des demi-emplois pour de demi-garanties sociales en quelque sorte. Les emplois y seraient donc aussi « intermittents » que les éoliennes sont sujettes aux rafales du mistral ou de la tramontane. Un constat doit être établi. Dans l’analyse de l’impact des mutations en cours, les études manquent de rigueur, les chiffres sont approximatifs et pour tout dire, l’objectivité n’est pas toujours au rendez-vous ».

Pour sa part, une syndicaliste  de l’alliance UNSA/CFE-CGC (Mme Autissier), insistait sur les pertes d’emplois dans le nucléaire (Le Monde , 25 novembre 2018 Non, tout le monde n’est pas d’accord pour réduire la part du nucléaire). Citations : « Pour réduire la part du nucléaire à 50 % de la production totale à l’horizon de 2030, Ampère préconise la fermeture de 16 réacteurs entre 2020 et 2030, réduisant le parc nucléaire de 63 gigawatts (GW) à environ 50 GW. Pour arriver à 50 % d’électricité nucléaire en 2035, Volt préconise pour sa part la fermeture de 9 réacteurs et un parc nucléaire de 55 GW. De tels scénarios conduiront inéluctablement à des arrêts d’activité dans nos régions et généreront des pertes d’emplois – avec leurs conséquences sur la vie locale. Le scénario Ampère entraînera la suppression de 70 000 à 120 000 emplois directs, indirects et induits, tandis que le scénario Volt ferait perdre entre 35 000 et 65 000 emplois

Quant aux politiques… En mai 2015, Ségolène Royal annonce la création de 100 000 emplois sur 3 ans dans les filières « vertes « ; Certains organismes, proches du pouvoir politique, sans étayer leurs prévisions, s’enflamment. L’Observatoire Français des Conjonctures Économiques (OFCE) pronostique « la création de 330 000 emplois en 2030 et 825 000 en 2050 ». Selon Benoit Hamon  et Julien Bayou, le porte-parole d'Europe Ecologie les Verts, le renouvelable permet de créer 4 à 6 fois plus d'emplois que le nucléaire ( soit 220000 donc allez, 1 millions d’emplois !!!)

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

Mise à jour 28 mars 2023 : Energie : l'éolien et le solaire font encore miroiter leurs emplois ( Le monde)

"La question vaut pour l'éolien, mais aussi pour le solaire : dans quelle mesure le déploiement des énergies renouvelables s'accompagnera-t-il, sur la durée, de créations de postes en France ? Faute de prospectives plus récentes, le Syndicat des énergies renouvelables renvoie à une étude commandée en 2020 auprès du cabinet d'audit EY. Selon cette organisation patronale, l'ensemble du secteur (dont l'hydroélectricité, le bois, le biogaz…) pourrait passer de 166 000 équivalents temps plein en 2019, directs et indirects, à 264 000 en 2028. A condition de respecter la feuille de route gouvernementale, ce qui est encore loin d'être le cas. Une progression est déjà perceptible entre 2006 et 2020, relève l'Agence de la transition écologique (Ademe). Selon son baromètre publié en 2022, le nombre d'emplois directs a déjà presque doublé pour l'éolien terrestre, et a presque été multiplié par neuf dans le solaire photovoltaïque : respectivement 12 680 et 12 160 en 2020. 

« Ces filières accusent un retard important par rapport aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie et, in fine, un marché et des emplois en deçà des niveaux espérés » , convient pourtant l'établissement public. Si on leur ajoute les 12 040 postes liés à l'hydroélectricité (et même avec les quelque 6 500 postes recensés par la suite, en 2021, pour l'éolien en mer), les filières électriques représentent un volume inférieur à un domaine moins médiatisé. La chaleur renouvelable pour les particuliers – par exemple grâce aux pompes à chaleur – mobilisait près d'un emploi sur deux dans le secteur des énergies renouvelables et de récupération, en 2020 : 55 860 équivalents temps plein sur 112 930. Dans le monde, la Chine domine encore très largement sur la plupart des tableaux, grâce à son marché intérieur et ses exportations. Elle pèse 63 % des 4,3 millions d'emplois recensés en 2021 dans la filière des panneaux solaires photovoltaïques. Mais aussi 48 % des 1,4 million d'emplois dans l'éolien, terrestre ou en mer, selon l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena), établie aux Emirats arabes unis

Conclusion : faire de la chaleur renouvelable plutôt que des éoliennes !