Débats républicains

L'urgence énergétique (V): Défis financiers et écologiques

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Lundi 14 mai 2007

article publié dans la lettre 537

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1. L'EPR, une filière coûteuse, inutile et contre-productive

1.1. Surcapacité de la production électrique de base

La France est déjà en situation de surcapacité de production électrique depuis plusieurs années :
la puissance totale des installations de production électrique en 2004 est 116,8 GW, répartie de la manière suivante: nucléaire 63,4 GW ; gaz-fioul-charbon 21,3 GW ; cogénération 6,3 GW ; hydraulique 25,5 GW ; éolien 0,4 GW 1 (notons qu'en 2006, la puissance électrique totale éolienne + photovoltaïque a atteint 2,4 GW 2) ;
la pointe maximale de puissance électrique appelée sur l'ensemble du réseau électrique français a été atteinte de 84,7 GW en 2003, tandis que la puissance électrique minimale appelée a été de 30,8 GW en août 2005, plus élevée qu'en 2001 et 2006 2.

Une telle surcapacité n'est pas seulement inutile mais elle coûte aussi très cher à entretenir et oblige EDF à vendre les surplus sur un marché de l'électricité libéralisé aléatoire, sujet à de fortes fluctuations et à de fortes spéculations, sans aucune visibilité à court ni à moyen terme.
De plus – et c'est un problème plus fondamental pour l'avenir –, elle produit des rigidités structurelles élevées dans la gestion des flux d'énergie électrique au lieu de les adapter aux fortes variabilités de la demande, ce qui génère de fait des surconsommations électriques très importantes dans notre pays et les rend elles-mêmes quasi-structurelles, voire indispensables pour absorber les productions électriques non modulables comme celle des centrales nucléaires.
Il en résulte une propagande commerciale inouïe pour tous les dispositifs anti-économiques et incohérents du point de vue physique tels que le chauffage électrique domestique (même paré de toutes les vertus de la régulation par pièces Promotélec, Vivrélec, etc) ; les appareils de chauffage électrique d'appoint ; les pompes à chaleur air-air ou air-eau, grosses consommatrices d'électricité du fait de leur coefficient de performance déplorable, inadaptées aux périodes hivernales pour raison de givre sur les échangeurs ; les climatiseurs mobiles et ventilateurs (catastrophiques et sans intérêt) ; les installations de climatisation domestique et tertiaire (on se souvient des appels dérisoires à la climatisation d'urgence des maisons de retraite lors de la canicule de l'été 2005) ; sans parler des opérations publicitaires commerciales pour les téléviseurs à plasma, particulièrement énergivores ; les sèche-linges inutiles dans l'habitat individuel et évitables dans l'habitat collectif ; les appareils en veille qui perdent la mémoire dès qu'on les débranche ; les équipements informatiques surconsommateurs (télévision et téléphone par modems ADSL, jeux vidéo sur ordinateur, tous branchés en permanence sans nécessité, etc.).
Cet excès d'équipements et de consommations électriques inutiles est utilisé pour justifier a posteriori le suréquipement en centrales nucléaires et plus particulièrement la construction du premier réacteur EPR de 1600 MW à Flammanville (Basse-Normandie), prélude à une série de réacteurs EPR que la société Areva envisage de construire en France en remplacement des anciens REP, davantage pour son plus grand profit que dans l'intérêt de la France.

1.2. Un investissement trop lourd et trop lent

Le coût de construction de l'EPR de Flammanville estimé par EDF est de 3,3 GEuros (milliards d'euros), soit 2062 Euros/kW pour un prix de revient officiel de l'énergie électrique produite de 46 euros/MWh (4,6 centimes d'Euros/kWh) à raison de 11 TWh/an 3. Rappelons que le coût du kWh nucléaire en France comme dans la plupart des pays est fortement sous-évalué par le fait que les grands investissements dans les recherches et le développement nucléaire depuis la Deuxième Guerre mondiale ont été massivement pris en charge par les budgets nationaux et les dettes des opérateurs publics épongées par l'État ; qu'il n'inclut pas le coût réel du démantèlement des centrales (voir le volet IV de cette étude) ; que les assurances en cas d'accident nucléaire et de contamination radioactive ne prises en charge que très partiellement.
Il est intéressant de comparer cet investissement à celui que la société EDF-Énergies Nouvelles réalise actuellement dans le parc éolien du « Chemin d'Ablis » le long de l'autoroute A10, comportant la construction de 26 éoliennes de 2 MW chacune pour un montant total de 75 millions d'euros, soit un coût d'investissement de 1442 Euros/kW. Avec le montant de l'investissement prévu dans l'EPR, EDF pourrait donc installer une capacité électrique éolienne terrestre de 2288 MW permettant de produire environ 5,95 TWh (milliards de kWh) par an à plus faible coût (voir plus loin).
Un plan d'investissement énergétique alternatif publié le 25 avril 2006 par un bureau d'étude spécialisé dans la maîtrise de l'énergie et dans les énergies renouvelables 4 évalue à 22 TWh/an le potentiel d'économies d'électricité et de production électrique renouvelable réalisable avec le même investissement, c'est à dire le double de la production annuelle prévue du réacteur EPR, tout en générant 15 fois plus d'emplois que n'en demandera la construction et le fonctionnement du réacteur.
Le rapport très documenté et pondéré « Éole ou Pluton » élaboré en 2003 par l'association DETENTE 5 à partir des données officielles gouvernementales et des industries nucléaires et éoliennes calcule le montant réel des investissements dans l'EPR et dans l'éolien suivant trois variantes technico-commerciales (favorable, défavorable, moyenne), incluant tous les coûts d'investissement, de fonctionnement, de maintenance, de remplacement et de fin de cycle (retraitement, démantèlement) actualisé sur 60 ans (durée de vie très hypothétique d'un réacteur EPR). Le coût total actualisé s'élève alors à 4,745 GEuros pour un EPR 1550 MW produisant 10,2 TWh/an (facteur de charge 75%) à 64,9 Euros/MWh. Il correspond à l'installation d'une puissance éolienne totale (terrestre et maritime) 4,9 fois plus élevée (7616 MW) produisant annuellement 2,3 fois plus d'électricité (23,8 TWh/an) à 42,6 Euros/MWh.
Sur le plan social, la création d'emplois dans la construction et le fonctionnement de l'EPR sur une durée de vie hypothétique officielle de 60 ans est 4,7 fois moins grande que dans le programme éolien équivalent (133 477 et 630 339 emplois respectivement) ; en données actualisées, le ratio éolien/nucléaire n'est plus que de 2,0, ce qui reste tout de même très favorable à l'éolien. Le grand intérêt de cette étude réside dans l'application de la même méthode de calcul économique, énergétique et financier aux deux types d'énergie, et dans l'inventaire très minutieux de tous les coûts à partir des données réelles et officielles.
D'une manière générale, l'industrie nucléaire étant fortement capitalistique génère peu d'emplois en comparaison de toutes les autres filières électriques, fossiles ou renouvelables. Le taux d'emploi EDF dans l'EPR est évalué à 35/(TWh.an) ; les activités de maintenance, rechargement génèrent 75 emplois/TWh, et la construction entre 5000 et 8000 emplois.
De plus, la construction d'un réacteur nucléaire de la taille de l'EPR, officiellement de 5 ans, demande plus vraisemblablement entre 7 et 10 ans d'après toutes les expériences mondiales et les contraintes techniques et juridiques réelles (8 ans dans l'étude 5), tandis qu'un programme équivalent de turbines éoliennes est construit en un an en Allemagne, rembourse l'énergie de sa construction en 6 mois et produit l'équivalent de 10 ans d'énergie électrique d'un EPR avant que celui-ci n'entre en service: de tous les modes de production électriques, l'énergie nucléaire est la plus lourde à mettre en oeuvre, l'énergie éolienne la plus rapide.

1.3. Le MOX, combustible coûteux, proliférant et à risque

Depuis 1987, EDF inclut une fraction plus ou moins grande de MOX (mélange d'oxydes d'uranium appauvri et de plutonium) dans les barres de combustible de certains réacteurs à eau pressurisée. Depuis 2002, 19 à 20 réacteurs fonctionnent déjà à 30% de MOX ; il en serait de même pour les charges initiales de l'EPR, mais EDF prévoit de monter à 100% de MOX à plus ou moins longue échéance dans ce réacteur 6.
Nous avons déjà évoqué les problèmes de sécurité que pose ce combustible (cf. volet IV) du fait du taux de neutrons rapides plus élevé du plutonium. Nous examinons ici son coût financier et plus largement celui de ce qu'il est convenu d'appeler « l'économie du plutonium ».
Au lieu de procurer une économie, l'usage du MOX génère au contraire un surcoût de fonctionnement des réacteurs nucléaires. C'est ainsi que dès 1989, EDF chiffre à environ 2,3 MF le coût supplémentaire sur dix ans, mais décide de maintenir son accord avec la Cogema (Areva NC) pour utiliser le MOX pour éviter « les conséquences dommageables pour l'option nucléaire dans son ensemble » 7.
D'autres organismes, tels le M.I.T. (USA), estiment le combustible MOX 4 fois plus cher que le combustible UO2 enrichi habituel 8.
Le rapport CHARPIN (Commissariat au Plan), DESSUS (Ecodev-CNRS), PELLAT (CEA) remis au Gouvernement en 2000 fait un bilan exhaustif et rigoureux de l'ensemble du cycle nucléaire et du programme électronucléaire français 9. Il montre qu' « un écart d'un facteur supérieur à 3 apparaît entre la stratégie sans retraitement (...) et la stratégie MOX 28 tranches », et conclut : « la poursuite de la stratégie française de retraitement-recyclage, si elle est complètement mise en oeuvre sur le parc existant (28 tranches moxées), et dans des conditions optimales de fonctionnement de la Hague (s'agissant de son plan de charge) permettrait, sur la durée de vie du parc actuel considéré de manière isolée, et par rapport à un arrêt du retraitement en 2010 : - une économie d'uranium naturel de 5%; - une réduction des quantités de plutonium + américium à stocker de l'ordre de 12 à 15% selon la durée de vie du parc. Ces réductions seraient possibles au prix d'un surcoût global de 1% et d'un rallongement du temps d'entreposage de certains des déchets produits, le MOX irradié devant en particulierêtre entreposé jusqu'en 2150-2200, avant son stockage définitif ». Autrement dit, le retraitement n'apporte guère d'économie alors qu'il renchérit le coût du kWh. Le coût du kWh sans retraitement y est évalué à 13,65 cF au lieu de 15,28 cF à l'époque. L'étude des divers scénarii énergétiques (arrêt des centrales au bout de 30 ans, 45 ans, 50 ans ou renouvellement du parc électro-nucléaire; forte ou faible demande électrique; faible ou forte tension internationale sur les prix des énergies fossiles) conduit les auteurs à la conclusion qu'il n'y a pas de besoin de renouvellement du parc nucléaire avant 2020, et que la suite dépend essentiellement des investissements qui auront été faits dans l'efficacité énergétique, les économies d'énergie et les énergies renouvelables 10.

La conclusion généralement admise dans les publications internationales est ainsi résumée dans 11 : « Finalement, les coûts du recyclage du plutonium sont élevés en comparaison avec l'usage unique dans les réacteurs nucléaires, faisant de l'usage du plutonium dans le combustible MOX une option non rentable pour la gestion du plutonium ».
Enfin, l'utilisation du MOX, en impliquant le retraitement des combustibles irradiés pour en extraire le plutonium de première génération, soulève la question de la circulation du plutonium, des pertes globales du plutonium (estimées à 2,27% dans le retraitement par le rapport CASTAING 12) dans la chaîne industrielle d'extraction, et des risques de détournement mafieux ou terroriste comme on peut le constater dans les anciens pays du bloc communiste. Le rapport WISE 13 estime à 1 tonne la quantité de plutonium dans l'ensemble des déchets de catégorie A, B et C issus du retraitement, et à 1 kg la quantité perdue dans les effluents.
La solution est alors le simple stockage du combustible non retraité (retenue par la plupart des autres pays dotés de centrales nucléaires et laissant ouverte la possibilité d'un retraitement ultérieur pour d'éventuels réacteurs de 4ème génération), et la transformation du plutonium déjà séparé (plus de 240 tonnes de Pu civil et militaire dans le monde) en MOX de stockage, inapte au détournement terroriste 11.

1.4. Nucléaire et gaz à effet de serre

L'affirmation très souvent rebattue par les médias et par le lobby nucléaire est que les centrales nucléaires ne produisent pas de gaz à effet de serre. La réalité est beaucoup plus nuancée car les évaluations physiquement correctes des gaz à effet de serre (CO2, méthane CH4, protoxyde d'azote N2O) émis par la filière nucléaire doivent porter sur l'ensemble du cycle de l'uranium, depuis la mine jusqu'aux déchets nucléaires, et non pas seulement sur le fonctionnement du réacteur qui n'émet effectivement que très peu de GES (gaz à effet de serre).
De très nombreuses études internationales évaluent régulièrement ces quantités pour la filière nucléaire et pour tous les autres modes de production électriques. Les résultats, souvent très dispersés d'une étude à l'autre selon les sources d'information et les méthodes de calcul retenues, sont les suivants :
l'étude de STORM et SMITH 14 déjà évoquée dans le volet IV, après inventaire minutieux et revue des toutes les sources disponibles, estiment à 17 g de CO2 équivalents/kWh l'émission des gaz à effets de serre lors de la construction des centrales ; 31 gCO2éq/kWh pendant le cycle complet de fonctionnement de la filière nucléaire ; 34 gCO2éq/kWh pendant le démantèlement. Elle montre que ces émissions dépendent fortement de la teneur des minerais en uranium et de leur dureté. Ainsi, le cumul des émissions de GES dans le cas de minerais durs à 0,02% sans démantèlement de centrale en fin de vie ne passe en dessous de celui d'une centrale équivalente à gaz (même production électrique) qu'au bout de 5 ans. D'après ces calculs, le cycle électronucléaire produit davantage de GES qu'une centrale équivalente à gaz naturel en dessous d'une teneur de 0,01% en uranium (ce bilan est pire encore si l'on compare le nucléaire aux centrales à cycles combiné à gaz naturel avec cogénération). Il est vrai que ce bilan est grevé par l'industrie américaine qui enrichit l'uranium par diffusion, procédé 40 fois plus énergivore que l'ultracentrifugation 15 ;
la SFEN (Société Française d'Énergie Nucléaire) avance une émission de 46 gCO2éq/kWh pour un REP avec diffusion gazeuse aux USA, contre 18 gCO2éq/kWh pour la grande hydroélectricité, 10 gCO2éq/kWh pour l'énergie éolienne ou marémotrice, 8 gCO2éq/kWh pour un REP avec centrifugation, mais ces chiffres sous-estiment systématiquement le démantèlement, le retraitement et sont calculés pour des minerais riches en uranium ;
l'étude 15 compare le cycle nucléaire au cycle photovoltaïque à partir des données les plus récentes et aboutit à une fourchette de 16 à 55 gCO2éq/kWh émis dans le cycle nucléaire et de 17 à 39 gCO2éq/kWh émis dans le cycle photovoltaïque, avec un avantage pour le solaire photovoltaïque de moins en moins émetteur de GES grâce à l'amélioration constante de l'efficacité des procédés de fabrication et des rendements des cellules solaires, tandis que l'appauvrissement des minerais d'uranium, le stockage minier des déchets et le démantèlement des installations nucléaires alourdira de plus en plus le bilan du cycle nucléaire en GES;
l'étude 16 utilise une méthode d'analyse hiérarchique multicritères pour évaluer l'impact des pollutions (hors radioactivité) sur les coûts financiers des différents modes de production électrique; elle se base sur les évaluations des émissions de GES obtenues par ailleurs 17 : 21,4 gCO2éq/kWh (nucléaire); 17,6 gCO2éq/kWh (éolien); 22,7 gCO2éq/kWh (hydroélectrique); 49,2 gCO2éq/kWh (photovoltaïque); 18,9 (géothermique); 560 gCO2éq/kWh (gaz naturel); 450 gCO2éq/kWh (cycle combiné gaz naturel);
l'étude 18 de l'AIEA (Agence Internationale de l'Énergie Atomique) compare les résultats des analyses de cycle de vie selon les méthodes de calcul (chaîne de production, moins rigoureuse que entrée/sortie) appliquées à chaque type de production électrique. Elle fournit des fourchettes d'estimation très larges du fait des incertitudes de calcul et de l'hétérogénéité des sources d'information : 8 à 24 gCO2éq/kWh (nucléaire); 43 à 62 gCO2éq/kWh (photovoltaïque); 8 à 30 gCO2éq/kWh (éolien terrestre); 9 à 19 gCO2éq/kWh (éolien maritime); 1 à 34 gCO2éq/kWh (hydroélectrique); 35 à 99 gCO2éq/kWh (biomasse); 440 à 780 gCO2éq/kWh (gaz naturel); 950 à 1250 gCO2éq/kWh (charbon);
les techniques de production électrique les plus performantes en termes d'émission de GES sont actuellement les centrales de cogénération au biogaz de fermentation ou de gazéification de biomasse 19, qui génèrent une non-production de GES grâce à la substitution des énergies fossiles qu'elles permettent dans la production de chaleur et à l'excellent rendement des turbines à gaz (- 420 gCO2éq/kWh). En conséquence, l'énergie nucléaire n'est pas neutre en émission de gaz à effet de serre et contribue aussi au réchauffement climatique; ses émissions de GES sont actuellement supérieures à celles de l'énergie éolienne et solaire thermique, mais comparables à celles de l'énergie photovoltaïque ou hydraulique si l'on ne prend pas en compte le démantèlement et tant que l'on utilise des minerais riches (teneur supérieure à 0,2%).
Il est donc important de prendre en compte ces réalités pour mettre en oeuvre une politique de lutte efficace contre le changement climatique, et de poursuivre l'exploitation des centrales nucléaires actuelles sans aucune autre construction de réacteur nucléaire pour permettre la mise en oeuvre à émission minimale de GES des nouvelles structures de production renouvelable, des améliorations des efficacités énergétiques dans les systèmes de production électrique, thermique et dans les systèmes de consommation d'énergie, jusqu'à ce qu'elles aient remboursé leur dette énergétique (voir le volet IV) et que la nouvelle économie de l'équilibre énergétique soit opérationnelle (voir volet VI).

1.5. Nucléaire et déficit hydraulique

Le rendement nominal de l'EPR n'est que de 33% comme celui de tous les autres réacteurs nucléaires à eau pressurisée, du fait des faibles températures de fonctionnement du circuit primaire. Ceci signifie qu'un réacteur de 1600 MW électrique rejette en permanence une puissance thermique de 3200 MW dans l'eau de refroidissement (rivière, fleuve ou mer); pour le cours d'eau, cette charge thermique peut devenir particulièrement critique dans les périodes estivales.

Or, les projections climatiques prévoient la multiplication rapide des épisodes caniculaires estivaux, voire printaniers et automnaux, et l'abaissement des enneigements des chaînes montagneuses dans toute l'Europe, ce qui aggravera d'autant plus les sécheresses estivales et les débits des cours d'eau. Le refroidissement des centrales nucléaires commence déjà de poser de sérieux problèmes et s'aggravera au cours des prochaines années, multipliant les autorisations préfectorales de réchauffement des eaux de rejet pour assurer la production électrique nucléaire au détriment de la biodiversité dans les cours d'eau.

L'eau apparaît comme l'un des grands talons d'Achille du parc nucléaire, car elle devient de plus en plus limitée, précieuse, coûteuse et indispensable à tous les acteurs économiques (agriculture, tourisme, loisirs, santé, industrie, commerce), et il est impensable que les français acceptent de la sacrifier au refroidissement des centrales nucléaires quand on pourrait produire autant d'électricité par les énergies renouvelables tout en l'économisant.

(Volet V: 2. Le coût des énergies renouvelables à suivre dans un prochain ReSPUBLICA)

1 Production-distribution de l'énergie électrique en France et dans les régions en 2003 et 2004, Observatoire de l'Énergie - DGEMP (novembre 2006)
2 Résultats techniques du secteur électrique en France, Réseau de Transport d'Électricité (2006)
3 Communiqué de presse EDF (4 mai 2006)
4 Un courant alternatif pour le Grand Ouest, SCIC « Les 7 vents du Cotentin » (2006)
5 Éole ou pluton, Antoine BONDUELLE et Antoine LEFEVRE (DETENTE), décembre 2003
6 Document de référence 2005, Groupe EDF (mai 2006)
7 Combustible MOX: aspects techniques, économiques et stratégiques, EDF, Direction Production Transport, Service des Combustibles (novembre 1989)
8 The future of nuclear power : an interdisciplinary MIT study, Massachusetts Institute of Technology, Cambridge (2003)
9 Étude économique et prospective de la filière électrique nucléaire (Rapport au Premier Ministre, rendu public), J-M. CHARPIN, B. DESSUS, R. PELLAT (juillet 2000)
10 Les enseignements du rapport Charpin-Dessus-Pellat, Dépêches du Ministère de l'Aménagement du Territoire et de l'Environnement (octobre 2000)
11 Another option for separated plutonium management: Storage MOX, Allison M. MACFARLANE, Progress in Nuclear Energy (sous presse mars 2007)
12 Rapport du groupe de travail sur la Gestion des Combustibles Irradiés, Commission CASTAING, Décembre 1981-Novembre 1982
13 Recyclage des matières nucléaires. Mythes et réalités, Xavier COEYTAUX, WISE-Paris (mai 2000)
14 Nuclear Power – The energy balance, J. W. STORM VAN LEEUWEN, Philip SMITH (août 2005)
15 Greenhouse-gas emissions from solar electric- and nuclear power : A life-cycle study, V.M. FTHENAKIS, H.C. KIM, Energy Policy, vol. 35, pp 2549-2557 (2007)
16 Objective and subjective evaluation of power plants and their non-radioactive emissions using the analytic hierarchy process, A. I. CHATZIMOURATIDIS, P. A. PILAVACHI, Energy Policy (sous presse 2007)
17 Life-cycle assessment of electricity generation systems and applications for climate change policy analysis, Thesis, Paul MAIER, Fusion Technology Institute, University of Wisconsin (août 2002)
18 A guide to life-cycle greenhouse gas emissions form electric supply technologies, Daniel WEISSER, Energy (sous presse, 2007)
19 Comparison of greenhouse gas emissions and abatement cost of nuclear and alternative energy options from a life-cycle perspective, U. R. FRITSCHE, Öko-Institut, Germany (janvier 2006)