Non content de remettre en cause le projet EPR de Flamanville, la récente révélation des graves défauts de fabrication de la cuve du réacteur en construction repose sérieusement la question de l’intérêt pour la France de poursuivre contre toute évidence son programme nucléaire. La filière EPR, qui cumule les déboires depuis 10 ans et dont les coûts explosent, est un échec industriel majeur. Envisagé par EDF, le prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires actuelles est conditionné par un « grand carénage » d’un montant plus élevé que le coût initial d’édification du parc. Qu’il s’agisse de l’Atmea1 d’Areva à court et moyen terme ou du projet de surgénérateur Astrid du CEA à long terme, les alternatives à l’EPR ne paraissent pas en mesure de sortir la filière française de l’ornière. Enfin, aucune solution satisfaisante n’a été trouvée pour résoudre le problème des déchets, tandis que le futur démantèlement des centrales en fin de vie réserve de bien mauvaises surprises. L’avenir de la filière n’a donc jamais été si sombre, et il serait temps que les pouvoirs publics envisagent sérieusement une sortie progressive du nucléaire en France.
L’Hexagone a-t-il encore intérêt à poursuivre son programme nucléaire ? Le défaut découvert dans la cuve du réacteur de Flamanville repose sérieusement la question.
Le 7 avril dernier, l’Autorité de sûreté nucléaire française annonçait la découverte de défauts de fabrication dans la cuve du réacteur EPR de Flamanville 3. Cette cuve, dans laquelle se produit la réaction de fission nucléaire, est soumise à des contraintes extrêmes. Sa robustesse est un élément primordial de la sûreté de l’EPR.
Si Areva et EDF n’arrivent pas à démontrer cette sûreté en l’état actuel de la cuve, la seule alternative serait de remplacer les équipements défectueux, une opération difficilement réalisable et très coûteuse, en particulier pour le fond de cuve qui est déjà installé dans son berceau de béton.
C’est donc l’avenir du projet Flamanville 3 qui est remis en question et très probablement également celui des deux réacteurs chinois équipés des mêmes cuves, ainsi que ceux de Hinkley Point, au Royaume Uni, dont le contrat devait être finalisé en juin prochain. Ce nouvel avatar pourrait sonner le glas d’une filière EPR qui cumule les déboires depuis dix ans et dont les coûts explosent (voir encadré).
Rénover l’existant ?
Quelles seraient les conséquences pour le parc nucléaire français s’il fallait renoncer à déployer l’EPR ? Les 58 réacteurs français ont en moyenne 28 ans d’âge. Vingt d’entre eux auront dépassé la limite des 40 ans en 2025. EDF a demandé l’autorisation d’en prolonger l’exploitation de dix à vingt ans, ce qui lui permettrait de voir venir en attendant que l’EPR fasse enfin ses preuves ou qu’apparaissent de nouveaux réacteurs à la fois plus sûrs que ceux du parc actuel et moins chers.
Mais la réhabilitation de ces vieux réacteurs et leur mise aux nouvelles normes de sûreté post-Fukushima supposent des investissements que la Cour des comptes estime à 90 milliards d’euros (1), davantage que les 82 milliards (en euros d’aujourd’hui) qu’a coûtés leur fabrication initiale. Cet investissement (sans lequel les réacteurs seraient arrêtés définitivement) devrait donc être amorti sur les dix à vingt ans d’espérance de vie supplémentaires. De ce fait, le coût de production de l’électricité augmenterait notablement puisque les centrales ont été amorties initialement sur quarante ans : il passerait entre 70 euros et 85 euros le mégawattheure (MWh), contre près de 60 actuellement, selon la durée de vie ainsi gagnée. Ce coût reste certes inférieur aux 100 à 120 euros/MWh de l’EPR, mais avec l’épée de Damoclès que représentent des cuves et des enceintes de confinement vieillissantes qu’on ne peut pas changer. Et de toute façon, vers 2035-2040, même dans l’hypothèse la plus favorable, le problème du renouvellement des réacteurs se posera inéluctablement.
Fabriquer un petit EPR ?
Les déboires de l’EPR et l’absence de nouvelles commandes ont par ailleurs conduit Areva et les pouvoirs publics à promouvoir un réacteur moins puissant, moins complexe et moins cher, et de ce fait mieux adapté à la demande internationale potentielle. Areva, avec le japonais Mitsubishi, propose désormais le réacteur Atmea1 (de 1 100 MW, au lieu de 1 600 pour l’EPR), dont les quatre premiers exemplaires doivent, en principe, être construits en Turquie à partir de 2017.
Mais la concurrence sur ce type de réacteurs est déjà rude, d’autant que certains fabricants ont de l’avance sur Areva. C’est le cas par exemple de l’américain Westinghouse avec l’AP 1000 qui, du fait de sa conception, peut être considéré, contrairement à l’EPR, comme un réacteur à sûreté passive (*) . Quatre exemplaires de ce réacteur sont déjà en construction aux États-Unis et quatre autres en Chine. Sont également déjà actifs sur ce marché deux fabricants chinois (CGN avec l’ACPR 1000 et CNNC avec l’ACPN 1000), le coréen Kepco (qui a emporté la mise en 2009 en Arabie Saoudite contre l’EPR) et le russe Rosatom. L’Atmea d’Areva, qui souffre de plus de l’image négative de son grand frère EPR, risque donc d’avoir du mal à s’imposer.
Faire renaître le Phénix de ses cendres ?
La dernière solution consisterait à faire l’impasse sur la 3e génération de réacteurs à laquelle appartient l’EPR pour sauter directement à la 4e, représentée en France par le projet Astrid, poussé par le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Il s’agit d’un réacteur dit surgénérateur conçu pour produire plus de matière fissile (**) qu’il n’en consomme. Il a pour combustible un mélange d’uranium appauvri (***) et de 20 % à 25 % de plutonium issu du retraitement des combustibles nucléaires irradiés. Comme ses ancêtres Phénix et Superphénix, il est refroidi au sodium liquide. Un choix qui entraîne des problèmes considérables de sûreté, car le sodium s’enflamme spontanément à l’air et réagit violemment avec l’eau en produisant de l’hydrogène, avec les risques d’explosion associés…
Les promoteurs de cette filière justifient ce choix par la pénurie possible à terme d’uranium 235, le combustible actuel des réacteurs. À laquelle sont censés répondre les stocks de plutonium et d’uranium appauvri issus du retraitement du combustible usé, qui s’accumulent à l’usine de La Hague dans la Manche. Ce schéma valide ainsi la poursuite du retraitement, alors que la plupart des pays y ont renoncé en raison de son coût et des risques qui y sont associés. Et notamment l’accumulation de stocks de plutonium, un produit excessivement toxique et dangereux : 80 tonnes sont déjà stockées à La Hague alors qu’il suffit de 8 kilos pour fabriquer une bombe atomique. À supposer que tous les problèmes de sûreté puissent être surmontés, il resterait un problème économique majeur, puisque le CEA lui-même annonce pour Astrid des coûts d’investissement encore supérieurs de 30 % à ceux de l’EPR.
L’impasse des déchets
Ce rapide tour d’horizon montre que les différentes solutions au vieillissement des centrales actuelles posent toutes des problèmes importants, aussi bien en termes de sûreté qu’en termes de politique industrielle et de coûts. S’y ajoutent deux préoccupations lancinantes : le démantèlement des centrales en fin de vie et la gestion des déchets.
Dans un rapport de 2012, la Cour des comptes indiquait que les devis prévisionnels de démantèlement du parc français pouvaient varier de 1 à 3 selon les hypothèses. Faute de retour d’expérience, les coûts des opérations de démantèlement ont en effet été souvent très sous-estimés jusqu’ici (d’un facteur 19 dans le cas de la centrale expérimentale de Brennilis, dans le Finistère, en cours de démantèlement depuis… 1985). De tels dépassements risquent d’alourdir sensiblement le coût du MWh nucléaire à l’avenir.
De même, la question de la gestion des déchets nucléaires les plus dangereux n’est toujours pas résolue, ni en France ni à l’étranger. L’Hexagone, qui avait opté très tôt pour le traitement des combustibles usés afin d’en tirer le plutonium nécessaire à la bombe nucléaire, a choisi de couler les sous-produits les plus dangereux de cette opération dans des colis vitrifiés et de les enfouir en profondeur dans une couche d’argile réputée stable sur plusieurs centaines de milliers d’années. Une stratégie fortement contestée en raison des risques et des coûts d’un tel chantier qui va durer plus de cent ans (2).
Les doutes qui pèsent sur l’avenir du nucléaire français n’ont donc jamais été si grands. Alors que la production d’électricité d’origine nucléaire a décru de 15 % dans le monde depuis 2009 et que la part du nucléaire dans la production mondiale d’électricité a diminué de 75 % depuis la fin des années 1990. De moins en moins compétitive par rapport à ses concurrents étrangers et en pleine crise, l’industrie nucléaire française sera aussi de plus en plus concurrencée par les énergies électriques renouvelables, dont les prix chutent et le marché explose. En 2014, 51 GW de puissance éolienne ont été installés dans le monde, contre 4,7 GW pour le nucléaire. Il serait temps que les pouvoirs publics envisagent sérieusement une sortie progressive du nucléaire en France. Une hypothèse beaucoup plus réaliste qu’on ne le croit généralement, comme vient encore de le montrer le scénario « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 », publié le mois dernier par l’Ademe.
Benjamin Dessus Président de Global Chance
Notes
(1) « Le coût de production de l’électricité nucléaire. Actualisation 2014 », Cour des comptes, mai 2014
(2) Voir « Nucléaire : que faire des déchets ? », Alternatives Économiques, n°334, avril 2014.
L’aventure de l’EPR a démarré en 1992, peu après la catastrophe de Tchernobyl de 1986, à une époque où l’atome civil est délaissé au profit d’un pétrole et d’un gaz bon marché. Le français Framatome (devenu depuis Areva) et l’allemand Siemens entament alors, sous la pression d’Helmut Kohl et de François Mitterrand, une coopération pour produire un EPR (Evolutionary Pressurized Water Reactor) censé être plus sûr et moins cher que ses prédécesseurs. En 2009, après des années de difficultés techniques et commerciales, Siemens finira par claquer la porte et laisser Areva se débrouiller avec l’EPR.
Coûts des têtes de série et coûts moyens des différents paliers de réacteurs français, y compris l’EPR, en euros/kW
Par rapport aux réacteurs des générations précédentes, les coûts d’investissement de l’EPR sont pratiquement trois fois plus élevés rapportés à la puissance installée. Le nucléaire constitue en effet une anomalie par rapport à la loi classique de l’industrie : avec les progrès technologiques et l’augmentation des unités produites, les coûts diminuent habituellement dans le temps, selon une « courbe d’apprentissage » que l’on observe par exemple dans l’éolien ou le photovoltaïque. Pour le nucléaire au contraire, les coûts n’ont cessé d’augmenter entre les premiers réacteurs français de 900 MW construits et les derniers de 1450 MW [1]. [1] « The Costs of the French Nuclear Scale-Up : A Case of Negative Learning by Doing », Arnulf Grübler, Energy Policy vol. 38, n°9, september 2010.
Entre-temps, la Finlande avait opté en 2003 pour la construction d’un EPR sur le site d’Olkiluoto. Un réacteur vendu clé en main par Areva (qui jusque-là ne construisait pas de centrales) pour un montant de 3 milliards d’euros et une mise en service en 2009. Mais les problèmes techniques s’accumulent : fin 2012, Areva annonce que le coût du réacteur atteindra 8,5 Mds d’euros pour une mise en service en… 2016. L’EPR finlandais plombe du coup les comptes du groupe nucléaire tricolore, qui a déclaré en mars dernier des pertes colossales de 4,8 Mds d’euros pour la seule année 2014. Sans possibilité de se rattraper sur ce marché : la Finlande a annulé le mois dernier son option d’achat sur un deuxième EPR.
EDF de son côté, s’engage en 2005 à construire un EPR à Flamanville (Manche) pour 3,3 Mds d’euros, un chantier qui devait démarrer en 2007 et finir en 2012. Mais son coût est revu à 4 milliards d’euros en 2008, puis à 8,5 en décembre 2012 pour un démarrage en 2016. Le 18 novembre 2014, nouveau rebondissement : le réacteur ne démarrerait finalement qu’en 2017 pour un coût qu’on n’ose plus annoncer. Quatre mois plus tard, l’Autorité de sûreté nucléaire découvre que la cuve présente de graves défauts, ce qui devrait encore retarder le chantier et faire grimper ses coûts…
(*) Sûreté passive : la centrale est conçue de telle sorte que son fonctionnement permet de minimiser la gravité d’un accident sans avoir besoin d’une intervention active en ce sens.
(**) Matière fissile : susceptible de subir une fission, soit l’éclatement du noyau d’un atome instable (par exemple l’uranium 235 ou le plutonium), ce qui entraîne un dégagement de chaleur. Cette chaleur est mobilisée pour produire de l’électricité.
(***) Uranium appauvri : l’uranium naturel est constitué de deux isotopes : l’uranium 235 et l’uranium 238. Seul l’U 235 permet la fission nucléaire, mais il est présent en faible proportion (0,7 %) dans l’uranium naturel. Quasiment tous les réacteurs ont pour combustible de l’uranium enrichi, c’est-à-dire dont la teneur en U 235 a été accrue (par un procédé complexe) à hauteur de 3,5 %. L’uranium appauvri, sous-produit de l’opération d’enrichissement ou du retraitement des combustibles usés, conserve cependant encore des atomes d’U 235.
Le crépuscule du nucléaire Yves Marignac, Politis, hors-série n°63, « Crise climatique : Les solutions pour en sortir », novembre-décembre 2015, pp. 28-29
Nucléaire français : l’impasse industrielle Le poids du pari industriel nucléaire de la France à l’heure de la transition énergétique Yves Marignac & Manon Besnard, WISE-Paris, Rapport commandé par Greenpeace France, mardi 23 juin 2015, 72 pages
L’échéance des 40 ans pour le parc nucléaire français Processus de décision, options de renforcement et coûts associés à une éventuelle prolongation d’exploitation au delà de 40 ans des réacteurs d’EDF Yves Marignac, Wise Paris, 22 février 2014, 171 pages
Sûreté nucléaire en France post-Fukushima Analyse critique des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) menées sur les installations nucléaires françaises après Fukushima. Arjun Makhijani et Yves Marignac, Rapport d’expertise, lundi 20 février 2012
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