Débats républicains

L'urgence énergétique (IV): Le nucléaire, entre dogme et réalités

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Lundi 9 avril 2007

article publié dans la lettre 527

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Dans ce volet, nous commençons l'étude de l'industrie nucléaire en France et dans le monde en déchiffrant la question de son coût énergétique réel.

Dans le prochain volet, nous comparerons les coûts d'investissement et de production des énergies nucléaires, fossiles et renouvelables, et nous examinerons la question des rejets de gaz à effet de serre.

Nous pourrons alors étudier les scénarios énergétiques possibles pour faire face à l'urgence énergétique de manière rationnelle, sans dogmatisme nucléaire ni intégrisme écologiste, à partir des données objectives présentées dans cette étude.

Rappelons que 1 TEP (une tonne équivalent pétrole) représente une énergie de 11600 kWh et donc 1 MTEP (mégaTEP) vaut 11,6 TWh (un térawatt-heure = 1 milliard de kWh).

1. État des programmes nucléaires dans le monde

Lors du premier choc pétrolier en 1973, l'AIEA (Agence Internationale de l'Énergie Atomique) prévoyait l'installation de 4450 réacteurs à neutrons lents de 1000 MW dans le monde, relayée après quelques décennies par autant de surgénérateurs à neutrons rapides pour pallier la raréfaction de l'uranium en produisant plus de plutonium qu'ils n'en consomment.

On se souvient encore d'André Giraud, ancien Directeur du CEA (Commissariat à l'Énergie Atomique) puis ministre de l'industrie sous Giscard d'Estaing, prédisant en 1977 que 540 surgénérateurs comme Superphénix seraient en service dans le monde avant la fin du XXème siècle!

Aujourd'hui, la réalité est toute autre :

• en 2004 seulement 443 réacteurs étaient en service dans le monde, représentant une puissance nominale de 367 GW (1 GW gigawatt = 1000 MW mégawatt) et produisant 3693 TWh/an 1 ;
• le nucléaire ne couvre que 16% de la production d'électricité mondiale et 2,5% de la consommation d'énergie finale mondiale ;
• fin 2005, l'AIEA prétend que 26 réacteurs étaient en construction, mais certains le sont depuis plus de 20 ans en Argentine, au Brésil, en Inde, en Iran, et une grande incertitude pèse sur les réacteurs thaïlandais, indonésiens et coréens ; le réacteur EPR programmé par Areva en Finlande est bloqué par des problèmes de sécurité et de surcoûts ;
• 290 réacteurs ont déjà 20 ans et plus, et seront arrêtés dans dix à vingt ans au maximum ; parmi eux, 79 réacteurs ont plus de 30 ans et vont être arrêtés prochainement pour déclassement (la question de leur démantèlement se posera) ; 47 réacteurs sont en attente de démantèlement, 31 en cours de démantèlement partiel. La question de la sûreté se pose pour nombre des réacteurs âgés;
• en novembre 2006, Claude Mandil, directeur exécutif de l'AIE (Agence Internationale de l'Énergie) précise : " Nous ne pensons pas qu'il est vraiment réaliste de croire que la part du nucléaire dans la production d'électricité va augmenter de façon significative, (...) pour une simple raison qui est que la tâche principale de l'industrie nucléaire dans les années à venir sera de remplacer les centrales existantes qui auront atteint leur fin de vie. Cela signifie qu'on aura besoin de nombreuses centrales sans pour autant augmenter la part du nucléaire dans la production d'électricité " (communiqué de presse) ;
• aucun réacteur à neutrons rapide au plutonium de taille commerciale n'existe dans le monde à l'heure actuelle, suite aux problèmes de fonctionnement des rares réacteurs mis en service (fuites de sodium, faible facteur de charge du fait d'arrêts fréquents rendus nécessaires par les risques explosifs importants avec les 5000 tonnes de sodium liquide très réactif avec l'eau et l'air et par le contrôle plus difficile de la réaction en chaîne des neutrons rapides pouvant diverger vers l'excursion nucléaire avec un coeur chargé de 5 tonnes de plutonium). On se souvient du " surgénérateur " français Superphénix, qui n'a fonctionné que 287 jours à pleine charge entre 1986 et 1997 sans surgénérer quoique ce soit, sinon des coûts financiers énormes...

le doute est en fait généralisé, même dans les milieux nucléaires et économiques internationaux. Il est fréquent de lire dans les publications spécialisées dans l'énergie des qualificatifs tels que " l'incertitude considérable associée aux coûts et autres variables nucléaires, et la nécessité d'une approche prudente pour modéliser les coûts nucléaires " et parlent ouvertement de sous-estimation de ces coûts par les industriels " pour essayer d'obtenir un soutien pour de nouvelles constructions nucléaires " 2.

2. La consommation mondiale d'uranium

Sur la lancée des recherches sur l'armement atomique de la seconde guerre mondiale, l'industrie nucléaire a développé exclusivement les technologies fondées sur le seul cycle de combustible permettant d'accéder à la bombe atomique, celui de l'uranium (le thorium ne le permet pas). On lit couramment que 7 g de pastille de combustible nucléaire (oxyde d'uranium enrichi UO2) libère autant d'énergie que 1/2 tonne de charbon dans un réacteur. En effet, la fission d'un gramme d'uranium 235 " fissile " produit 23000 kWh, mais l'uranium naturel n'en contient que 0,71%, l'uranium restant étant l'isotope 238 " fertile " qui peut capturer les neutrons pour se transformer en plutonium 239. Pour produire la réaction nucléaire en chaîne dans le combustible des réacteurs à eau pressurisée actuels (REP), on doit utiliser de l'uranium enrichi à 3,3% environ en U 235. L'énergie nucléaire produite dans un REP est d'environ 960 kWh/g de combustible, soit 148 kWh/gUN (gramme d'uranium naturel sous forme d'oxyde U3O8).

Un REP de 1000 MW consomme 30,2 tonnes de combustible par an, soit 196 tUN/an en tenant compte des rendements de fabrication du combustible.

À eux seuls, les pays de l'OCDE (352 réacteurs) consomment environ 55 000 tUN/an 3. On estime à environ 69 000 tUN/an la consommation mondiale d'uranium naturel.

3. L'état des réserves d'uranium dans le monde

Les prospections intensives lancées depuis la seconde guerre mondiale jusque dans les années 70 ont permis de détecter puis d'exploiter la plupart des sites mondiaux économiquement accessibles. Aucun nouveau site significatif n'a été découvert depuis maintenant ni annoncé dans la littérature spécialisée. Où en est-on? Les sources officielles fournissent les données suivantes 145 :

• les réserves mondiales en minerai exploitable économiquement (prix < 130 $/kgUN) sont estimées à 4,3 MtUN (millions de tonnes d'uranium naturel) dont 2,5 Mt issues de minerais tendres (grès, schistes, calcaires) et 1,8 Mt issues de minerais durs (granites, conglomérats). Les ressources clairement identifiées n'en représentent que 3,3 Mt ; le reste est " présumé " ;
• la répartition de ces réserves est localisée hors d'Europe, principalement en Australie (0,48 Mt), Amérique du Nord (0,54 Mt), Brésil (0,143 Mt), Afrique (0,66 Mt), Kazakhstan (0,62 Mt) ;
• la teneur en uranium des minerais actuellement exploités est de 0,1 à 1%. La dernière mine en France a été fermée en 2001 car les teneurs sont trop faibles sur le territoire français ;
• le prix de l'uranium a triplé entre 2002 et 2005, mais l'exploitation des gisements profonds à très faible teneur par les méthodes de lixiviation (dissolution par injection d'acide sulfurique concentré) sont dangereuses, très polluantes, très coûteuses et de faible rendement (20 à 40%).

On pourrait en conclure en première approche que, si la production d'électricité nucléaire mondiale restait inchangée, les réserves mondiales d'uranium exploitables économiquement seraient théoriquement épuisées en 62 ans, mais les réserves prouvées seraient épuisées en 48 ans, très loin des 16 Mt sur 250 ans que l'on peut lire dans certaines publications fort peu objectives 6. De plus, ces échéances ne peuvent que diminuer si l'on accroît le parc nucléaire car les ressources spéculatives de minerais d'uranium sont trop diluées pour compenser un accroissement de consommation (cf. paragraphe 6).

4. La dette énergétique du cycle nucléaire

Malheureusement, le cycle total du combustible consomme une énergie importante. Il en est de même pour la construction et l'exploitation des centrales nucléaires, le traitement des déchets nucléaires de l'ensemble du cycle, et surtout le démantèlement des réacteurs. Selon leur organisme d'origine, les études évaluent plus ou moins objectivement et complètement les coûts financiers du cycle nucléaire et sont exprimées en unités monétaires nécessairement fluctuantes et politiques, ce qui rend les comparaisons délicates et physiquement inconsistantes. Pour comparer le cycle nucléaire aux autres formes de production énergétique et estimer sa durée de remboursement, indispensable à toute prospective énergétique, il faut mesurer les dépenses d'énergie pour faire fonctionner l'ensemble du cycle nucléaire, comme nous l'avons fait pour les énergies renouvelables. En dehors des études classiques telles que celle de la CFDT 7, une des plus récentes est celle des physiciens-chimistes spécialistes du cycle de l'uranium néerlandais et américains 8, très exhaustive, rigoureuse et documentée, tout en étant très pondérée et objective. Sur la base d'hypothèses assez standard (réacteur 1000 MW à taux de combustion 46 000 MWj/tU avec un taux de charge de 82% pendant 30 ans, soit 7,2 TWh/an et une consommation totale de 4950 tUN), on arrive aux coûts énergétiques moyens suivants :

• extraction minière et broyage : 67,4 kWh/kgUN (minerai tendre) ; 182 kWh/kgUN (minerai dur). Cependant, ces coûts augmentent fortement avec la diminution de la teneur du minerai ;
• conversion de l'oxyde d'uranium naturel (yellow cake) en hexafluorure gazeux: 410 kWh/kgUN ;
• enrichissement : 1520 kWh/UTS (unité de travail de séparation: il faut environ 130 000 UTS pour une charge de 30,2 tUN/an). L'hypothèse moyenne retenue de 30% par diffusion et 70% par ultracentrifugation est très raisonnable (en France, 100% par diffusion, deux fois plus consommatrice que l'ultracentrifugation: c'est l'usine Eurodiff du Tricastin, qui consomme la puissance de 4 réacteurs nucléaires pour son fonctionnement) ;
• fabrication des éléments combustibles : 1053 kWh/kgU (uranium enrichi) ;
• fonctionnement, maintenance du réacteur : 0,556 TWh/an ;
• décontamination et remise à l'état naturel des mines : 1250 kWh/t de terrils (radioactifs)
• enfouissement des rejets d'uranium appauvri : 472 kWh/kgUN
• entreposage, conditionnement et stockage des combustibles irradiés : 3420 kWh/kgU
• conditionnement des déchets radioactifs : 0,12 TWh/an
• stockage des déchets radioactifs : 0,02 TWh/an
• stockage des déchets d'enrichissement : 23,6 kWh/UTS
• construction d'un réacteur REP de 1000 MW : 22,5 à 29,7 TWh.

L'hypothèse coûteuse du retraitement des combustibles irradiés n'est pas prise en compte ; elle doit être ajoutée à ce bilan en France (usine de La Hague). Elle peut être évaluée à 3280 kWh/kgU. Il reste à évaluer le coût énergétique du démantèlement du réacteur.

5. Le démantèlement des réacteurs âgés

En France, la question commence déjà à se poser pour les plus vieux réacteurs de la génération Fessenheim. Quelques vieux réacteurs de recherche ou de petite puissance UNGG (uranium naturel-graphite-gaz) ont été démontés, et le réacteur REP de Chooz est en phase de démantèlement.

D'après les quelques expériences mondiales, l'étude 8 évalue à environ 45 TWh la dépense énergétique moyenne nécessaire à la fermeture, à la surveillance puis au démantèlement complet (avec gestion des déchets radioactifs) d'un réacteur REP de 1000 MW, soit le double de celle de sa construction.

La charge financière très élevée que représente le démantèlement pose un problème particulièrement ardu : les expériences déjà réalisées aux Etats-Unis ou en Allemagne semblent montrer que le provisionnement de 15% du coût de construction prévu par EDF est très en dessous du coût réel et pourrait atteindre de 25% à 60% du coût de construction 9. Cependant, le démantèlement du petit réacteur PWR de Yankee Rowe (185 MW) aux USA a coûté la bagatelle de 450 M$, soit plus de 100% du coût d'investissement, et celui du réacteur de 250 MW à Brennilis en France s'est élevé à plus de 480 MEuros ...

Le rythme élevé des démantèlements qui vont intervenir d'ici une dizaine d'année posera de grands problèmes financiers car ils dépasseront les capacités financières d'EDF. Dans le contexte actuel de libéralisation européenne, le risque de privatisation qui menace cette entreprise de moins en moins publique et dont la gestion financière récente s'apparente plus à l'aventurisme ultralibéral peut faire craindre une prise en charge par l'Etat (et donc le contribuable français) du coûts des démantèlements, déjà partiellement payés dans le kWh.

Rappelons cet avertissement de la Cour des Comptes en 2005 10 : " EDF, du fait de son endettement, ne dispose que d'un embryon d'actifs dédiés par rapport à la masse à financer (...). Sans mécanisme de sécurisation, le risque existe, dans le cadre d'une ouverture du capital d'Areva et d'EDF dans des marchés devenus fortement concurrentiels, que les conséquences financières de leurs obligations de démantèlement et de gestion de leurs déchets soient mal assurées et que la charge en rejaillisse in fine sur l'Etat (...). Les incertitudes nombreuses qui pèsent sur le financement futur de la gestion des déchets (...) conduisent à poser la question de la capadité dans le temps des princiaux producteurs de déchets à répondre de leurs obligations ".

Mais nous n'avons pas le choix car il est plus risqué de laisser les matériaux radioactifs des vieilles centrales se dégrader in situ que de les découper pour les concentrer et les surveiller en lieu sûr, d'autant que la mémoire des employés est indispensable à un démantèlement propre.

6. Le remboursement de la dette énergétique nucléaire

L'intégration de tous les coûts énergétiques détaillés ci-dessus (sauf retraitement) amène aux durées de remboursement de la dette énergétiques (DRDE) suivants 8 :

• DRDE = 10 ans (minerai d'uranium tendre 0,1%, avec démantèlement)
• DRDE = 16,5 ans (minerai d'uranium tendre 0,02%, avec démantèlement)
• DRDE = 24 ans (minerai d'uranium dur 0,02%, avec démantèlement)
• DRDE = 3,5 ans (minerai d'uranium tendre 0,1 % sans démantèlement)
• DRDE = 9,5 ans (minerai d'uranium dur 0,02% sans démantèlement)

En ajoutant le coût du retraitement à la Hague, on obère davantage encore ce bilan qui ne serait convenable que sans démantèlement des centrales, ce qui est inacceptable pour la sécurité des populations et inadmissible sur le plan éthique.

D'ores et déjà, les minerais d'uranium à teneur inférieure à 0,01% sont à exclure car l'énergie dépensée à l'extraction du métal est beaucoup trop élevée pour que l'énergie nucléaire produite puisse rembourser sa dette. Quant à l'uranium des océans, sa dilution est telle (3,34 mgU par mètre cube d'eau) qu'il faudrait consommer entre 28 000 et 70 000 kWh pour chaque kg d'uranium naturel extrait!

Loin de fournir une énergie abondante à bas coût, l'actuel parc nucléaire génère donc une dette énergétique importante qu'il ne pourra rembourser que dans plusieurs décennies. À moins de trouver très rapidement une parade, nous allons laisser aux générations futures des dettes énergétiques, avec la charge de gérer pendant des millénaires de grandes quantités de déchets et matériaux radioactifs.

Les solutions nucléaires sont-elles prêtes?

7. Les réacteurs du futur sont-ils crédibles?

Dans les milieux nucléaires, on invoque déjà la quatrième génération de réacteurs, alors qu'Areva peine à placer ses premiers réacteurs EPR (European Pressurized water Reactor) dits de 3ème génération.

Les réacteurs EPR ne sont en fait que des anciens REP (Réacteurs à Eau Pressurisée) remodelés pour fonctionner avec un combustible MOX, mélange d'oxydes d'uranium enrichi et de plutonium à taux de combustion plus élevé (actuellement de 33 000 MWj/tU pour 5,5% de plutonium, il passerait à 55 000 pour 11% puis 65 000 pour 17,7%), le but étant d'utiliser le plutonium produit dans les REP après retraitement à la Hague. Mais à ces taux de plutonium, les risques d'emballement thermique de la réaction nucléaire apparaissent au-delà de 12 à 14% d'après les études rapportées par EDF 11. Le taux de neutrons rapides plus élevé rend le contrôle de la réaction en chaîne plus délicat, le taux de déchets de haute activité plus grand et le réacteur EPR beaucoup plus dangereux que les REP classiques. De plus, le bassin en céramique supposé recueillir le coeur en fusion en cas de perte de contrôle pour qu'il ne perce pas l'enceinte de sécurité risque de provoquer la formation d'hydrogène avec l'eau de fuite des circuits, conduisant à une possible explosion de l'enceinte 12. En outre, le fameux rapport confidentiel défense EDF-SEPTEN à la DGSNR révélé récemment montre que l'EPR n'est pas dimensionné pour résister à une attaque terroriste de type 11 septembre 2001 13. Enfin, le coût financier de construction et de fonctionnement d'un EPR, même sous-évalué, apparaît très élevé rapporté à l'énergie produite et au nombre d'emplois créés (voir le volet V de cette étude).

Les réacteurs de 4ème génération, qui sont encore des objets de recherche et de spéculation, ne seront pas prêts avant 2050. À supposer qu'ils soient réalisables et fiables, ils arriveront trop tard pour faire face aux défis climatiques, à la pénurie prochaine de pétrole et à l'épuisement des gisements économiques l'uranium.

Les quelques réacteurs à neutrons rapides RNR surgénérateurs passés ou actuels n'ont jamais fait la preuve de leur capacité à produire plus de plutonium qu'ils n'en consomment. Leur dangerosité est sans commune mesure avec celle des REP (risques d'emballement de la réaction en chaîne, taux d'irradiation du combustible beaucoup plus élevé, risques radiologiques extrêmement élevés du plutonium, risques d'explosion chimique si l'on utilise le sodium liquide comme fluide caloporteur). Leur intérêt serait de consommer 150 fois moins d'uranium qu'un REP à puissance égale, d'utiliser l'énergie des transuraniens, voire de les transmuter. Au regard des risques et des coûts engendrés, tout ceci semble très peu réaliste sur le plan industriel...

Les réacteurs haute température HTR à sels fondus ou à gaz pouvant atteindre des températures de 1800°C pour produire directement de l'hydrogène restent encore des projets très hypothétiques et dispendieux de recherche sur le papier, très loin d'une faisabilité industrielle (problème des tenues des matériaux, comportement hydrodynamique inconnu des sels fondus, grande réactivité chimique, etc.)...

Les réacteurs de fusion thermonucléaire par confinement magnétique comme le futur réacteur de recherche ITER sont totalement irréalistes et risquent de ne jamais fonctionner : alors qu'il n'a pas fallu 3 ans de recherche pendant la Seconde Guerre Mondiale pour faire fonctionner un réacteur à fission nucléaire, 50 ans n'ont pas suffit pour arriver à produire un seul kWh par fusion nucléaire, et pour cause : maintenir dans l'ultravide un plasma (gaz ionisé neutre) de deutérium et tritium (isotopes 2 et 3 de l'hydrogène) à 100 ou 200 millions de degrés à une densité suffisante pour qu'ils fusionnent en hélium grâce à des champs magnétiques extrêmes en produisant les plus intenses flux de neutrons hyperthermiques qui aient jamais été produits ne relève pas de la rationalité industrielle mais d'un rêve prométhéen plus que coûteux! On n'entrevoit absolument pas quel type de matériau pourraît résister à un tel bombardement, et la couverture de lithium censée revêtir les parois et produire in situ le tritium radioactif pour assurer le fonctionnement produirait immanquablement des bulles d'hélium gazeux dans les parois qui se fissureraient très rapidement jusqu'à l'implosion du réacteur! L'énorme investissement dans ITER n'apportera rien sur le plan énergétique, il ne fera que consommer de l'énergie équivalente d'un réacteur nucléaire pour produire les champs magnétiques et chauffer le plasma ! Le seul réacteur de fusion nucléaire qui fonctionne à notre portée est ... le Soleil grâce à l'immense pression de sa propre gravité. Il est grand temps de l'utiliser!

Prochain volet : L'urgence énergétique (V) : défis financiers et écologiques

• 1 Rapport annuel 2005, GC(50)/4, AIEA (2005)
• 2 New nuclear power generation in the UK : Cost benefit analysis, David KENNEDY, Energy Policy (sous presse mars 2007)
• 3 Rapport annuel AEN 2005, Agence de l'énergie nucléaire, OCDE (2005)
• 4 Developments in uranium resources, production demand and environment, AIEA - TECHDOC - 1425, Proceedings of a technical commitee meeting, Vienne, juin 1999 (janvier 2005)
• 5 Recent developments in uranium exploration, production and environmental issues, AIEA - TECDOC - 1463, Proceedings of a technical commitee meeting, Czech Rep, sept. 2004 (spt. 2005)
• 6 Nuclear power in open energy markets: a case study of Turkey, Erkan ERDOGDU, Energy Policy, vol 35, pp. 3061-3073 (2007)
• 7 Le dossier électronucléaire, syndicat CFDT de l'énergie atomique, Points Seuil (1980)
• 8 Nuclear Power - The energy balance, J. W. STORM VAN LEEUWEN, Philip SMITH, (août 2005), consultable sur http://www.stormsmith.nl
• 9 Nuclear Power - The Cost and Potential of Conventional and Low-Carbon ElectricityOptions in Western Europe", F. Krause et al., IPSE (1994)
• 10 Le démantèlement des installations nucléaires et la gestion des déchets radioactifs, Rapport Public Particulier, Cour des Comptes (janvier 2005)
• 11 La Gazette Nucléaire, GSIEN (Groupement des Scientifiques pour l'Information sur l'Énergie Nucléaire)n° 189/190 (mai 2001)
• 12 Directives techniques pour la conception et la construction de la prochaine génération de réacteurs nucléaires à eau sous pression, ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire), pp 55-56 (octobre 2000)
• 13 Démarche de dimensionnement des ouvrages EPR vis à vis du risque lié aux chutes d'avions civils, EDF-SEPTEN, 22-02-2003