Canicule et refroidissement des centrales nucléaires

Cet été avec les coups de chaleur et la canicule, un argument anti-nucléaire s’est de plus en plus souvent imposé. J’aurais dû depuis des mois écrire un billet pour y répondre facilement, plutôt que ré-expliquer à chaque fois… Disons qu’il n’est jamais trop tard ?

De toute façon, c’est un sujet qui va ressortir tous les étés à minima, donc ça servira forcément. Par ailleurs, j’avais déjà regroupé plusieurs sources et ressources sur le sujet dans ce thread ci-dessous.

Celui d’aujourd’hui vient en synthèse et complément… Et je vais un peu plus développer sur la question de la sûreté. Allons-y !

On va se mettre en situation avec un réacteur de 1500 MW de capacité (les plus puissants en service en France en attendant l’EPR, et dans le monde derrière les EPR de Taishan), soit 4270 MW de chaleur.

Ah oui parce qu’il faut rappeler ceci : la fission nucléaire, et donc un cœur de réacteur nucléaire, ne produisent pas d’électricité. Ils produisent de la chaleur, dont un tiers environ est convertie en électricité par un système vapeur/turboalternateur. Il faut donc un réacteur qui dégage 4270 MW de chaleur pour générer 1560 MW d’électricité, dont 60 servent à faire fonctionner le réacteur –> 1500 MW d’électricité sont donc apportés au réseau. Et 2710 MW de chaleur doivent être dissipés dans l’environnement.

Pour ça, deux solutions : soit un échange air/eau dans des tours aéroréfrigérantes, avec une fraction de l’eau qui est évaporée et donc un appoint qui est fait en prélevant l’eau d’un cours d’eau. L’avantage, ça ne nécessite pas de gros débit d’eau et ça ne réchauffe quasiment pas l’eau du cours d’eau, mais par contre, ça en évapore une partie. Et une tour, ça prend de la place, et (donc) ça coûte. Deuxième option, un échange eau/eau avec l’eau de l’océan, de la mer, ou d’un cours d’eau. Là, il faut pouvoir prélever un gros débit, mais on en restitue l’intégralité à la source, sans rien évaporer. Par contre on la restitue plus chaude de quelques degrés.

À noter, parfois on écrit MWth pour préciser qu’il s’agit de puissance thermique, et MWe pour la puissance électrique. Dans ce thread, je préciserai explicitement à chaque fois (mais on va surtout parler de puissance thermique de toute façon).

Pour commencer à mettre quelques chiffres sur tout ça : pour évacuer 1000 MW de chaleur, il faut évaporer environ 380 kg d’eau par seconde. Et sans évaporation, il faut chauffer de 1°C un débit d’eau de 240 tonnes d’eau par seconde. Ou 120 tonnes/s, mais de 2 °C. Ou 80 tonnes/s, mais échauffées de 3°C. Etc. On retiendra 2 °C d’échauffement dans la suite.

Maintenant, quels impacts de la canicule sur la production de nos centrales ? Et bien il faut avoir en tête que les centrales ne peuvent ni évaporer une trop grosse partie de l’eau qu’elles prélèvent, ni trop échauffer l’eau en aval par ses rejets de chaleur. En effet, des réglementations environnementales limitent l’impact qu’EDF peut s’autoriser à avoir sur les cours d’eau, sur leur débit et sur leur température. Pour des raisons de protection de la biodiversité aquatique (ou marine, le cas échéant), et parfois par nécessité des utilisateurs de l’eau en aval.

Donc dans les faits, quand le débit du cours d’eau devient trop bas, ou quand la température en amont devient trop haute, les centrales ne peuvent plus rejeter toute cette chaleur. Évidemment, elles ne vont pas « accumuler » cette chaleur : elles vont simplement moins en rejeter, en réduisant la puissance du cœur, et donc la production de chaleur et d’électricité.

Dans le cas limite, elles sont mises à l’arrêt complet. Et tout ceci a un coût pour le producteur, puisque les centrales coûtent toujours, mais ne produisent plus donc ne rapportent plus d’argent. Ça, c’est le problème d’EDF. Et depuis des années, l’impact des coups de chaleur sur la production est assez marginal, et même s’il devait augmenter sensiblement avec le réchauffement climatique, pas de signal d’alarme de ce côté à ma connaissance.

Maintenant, oublions le sujet de la rentabilité des centrales et parlons sûreté. Est-ce qu’on ne va pas droit vers un accident nucléaire, si on n’a plus assez d’eau pour refroidir le réacteur ? C’est là qu’il faut avoir le réflexe de garder son sang-froid et de raisonner posément. On parle d’une insuffisance pour dissiper les 2710 MW de chaleur de notre réacteur en production à pleine puissance.

On l’a dit, la première chose à faire, c’est de baisser la puissance, puis si besoin, d’arrêter le réacteur. À ce stade-là, la question de la sûreté ne se pose pas. Elle ne se pose qu’une fois le réacteur arrêté. Autrement dit, si problème de sûreté il y a, évidemment, on va commencer par mettre le réacteur à l’arrêt ! Et on n’aura plus à évacuer que ce qu’on appelle la « puissance résiduelle ». Ce sont quelques MW de chaleur qui proviennent non pas de la réaction en chaîne, que l’on a arrêtée, mais de la désintégration spontanée des matières radioactives.

Et cette puissance va décroître rapidement avec la disparition des radionucléides à vie très courte, les plus radioactifs, puis décroître plus lentement à cause de ceux à vie longue, moins radioactifs, mais dans la durée.

Si on repart de notre réacteur, initialement, on avait 4270 MW de chaleur produite dans le cœur, dont 2710 à évacuer. Soit environ 1 tonne d’eau à évaporer par seconde, ou 325 t à réchauffer de 2 °C à chaque seconde.

On le met à l’arrêt. Soit progressivement si on le peut (ça prend quelques heures au bas mot), soit brutalement par un arrêt d’urgence. On va retenir ce second cas, plus cohérent si on raisonne en situation de risque sûreté.

Au déclenchement de l’arrêt, en l’espace d’une poignée de secondes, la réaction en chaîne est coupée. Ne reste que la radioactivité du combustible. Au fur et à mesure que les radionucléides dont les demi-vie sont inférieures à la seconde disparaissent, la puissance chute drastiquement à 10%, puis 5% de la puissance du réacteur. Après une minute, on n’est déjà plus qu’à 100 MW de puissance thermique. Évidemment, il n’y a plus de production d’électricité à ce moment-là, donc il ne faut pas évacuer les deux tiers mais la totalité de cette chaleur. Par échauffement d’eau de 2°C, en l’espace d’une minute, on est donc passés d’un débit de 325 t/s à… 12 t/s nécessaires.

Un quart d’heure après l’arrêt, il reste 60 MW à évacuer -> 6,6 t/s. Au bout d’une heure, 40 MW, 4,8 t/s. Après 24h, 18 MW, 2,2 t/s.

Je pense qu’une élévation de température ou une chute du débit qui nécessite d’en arriver à l’arrêt d’urgence de la centrale, on peut assez raisonnablement imaginer qu’elle serait anticipée au moins un jour à l’avance. Donc je propose de comparer les 325 t/s à pleine puissance aux 2,2 t/s nécessaires au refroidissement du cœur à l’arrêt, donc au maintien de la sûreté.

Autrement dit, quand, pour des raisons de températures ou de débit, le réacteur ne peut plus prélever ses 325 t/s nécessaires à son fonctionnement, et que donc on envisage sa mise à l’arrêt… On est plus de cent fois supérieur au débit nécessaire pour les fonctions de sûreté.

De manière plus vulgarisée : quand les médias et antinucs s’alarment parce qu’on met des réacteurs à l’arrêt en jouant sur les risques et la peur, en réalité, on a rogné dans moins d‘1% de la marge de sûreté.

Et avant d’en être à avoir un véritable problème de sûreté en raison de la température ou du débit de l’eau en cas de canicule… On va devoir attendre quelques degrés de réchauffement climatique de plus. On aura d’autres problèmes d’ici là. Et le temps de voir venir. Par ailleurs, si vraiment on en arrivait à rogner toutes les marges et avoir un risque de fusion du cœur, je ne doute pas qu’on trouvera acceptable d’évaporer davantage d’eau, quitte à, tant pis, aggraver l’impact de la chaleur sur l’écosystème. (Parce que oui, j’ai la conviction intime que moins d’eau est moins pénalisant pour la biodiversité aquatique que ne l’est un accident nucléaire grave, étonnant, non ? 😉 Mais on est si peu susceptibles d’en arriver là, de toute façon…).

Histoire de donner quelques derniers chiffres sur le « cas limite », une semaine après l’arrêt du cœur, il resterait 10 MW de chaleur à évacuer. En l’évaporant, un débit de 4 kg/s d’eau suffirait…

S’il y a des enjeux de sûreté, ils concernent plutôt la suffisance des capacités des systèmes de refroidissement et la tenue des équipements à la chaleur, pas le débit ou la température de la source froide. Et ça, ça s’étudie à la conception et aux réexamens de sûreté, ça fait partie de la vie normale d’un site nucléaire que de vérifier si les équipements sont adaptés à l’évolution des conditions extérieures. C’est un sujet ASN/Exploitants classique.

Pour conclure, oui, le nucléaire est compatible avec un monde qui se réchauffe… Aussi bien le nucléaire français que les réacteurs qui se construisent ou sont planifiés au Moyen-Orient et en Afrique du Nord, par exemple. S’il y a besoin, ça n’a rien de honteux, on réduit la puissance ou on arrête quelques réacteurs quelques jours à quelques semaines par an, c’est tout. Et c’est dans l’optique de protéger l’environnement en cas de fortes chaleur, pas parce que le réacteur est incapable de se refroidir, encore moins annonciateur d’un risque d’accident nucléaire.

C’est clair ?

Il y a plus de déchets radioactifs en France que ce que dit l’inventaire officiel, selon l’Autorité de sûreté nucléaire

Tout un dossier sur les nouveautés sur l’uranium appauvri, cette matière nucléaire que l’ASN demande à reclasser en déchets.

Pourquoi ?

Quelles implications ?

Est-ce que Greenpeace France avait début depuis le raison ?

https://lenergeek.com/2020/10/16/trois-cent-mille-tonnes-de-dechets-radioactifs-dissimules-par-lindustrie-tribune/

Un grand merci à L’Energeek pour avoir publié ce que je leur ai proposé ! !

Du charbon en France en plein été 2020

Pour commencer, nous arrivons à l’automne. A l’automne, on a toujours pas mal de maintenance de réacteurs nucléaires, toujours dans cette idée de maximiser la disponibilité quand viendra l’hiver. Même idée pour les barrages : on garde l’eau pour l’hiver.

Par contre, à cette période, on a des températures qui peuvent redescendre (bon, pas cette année) et une activité économique qui redémarre avec la rentrée.

Des capacités de production limitées donc, et une consommation qui redémarre : on fait appel aux fossiles (gaz, charbon) et aux importations. C’est assez courant, chaque année. Même si je dirais plutôt octobre et novembre que septembre, d’habitude. Cette année, seulement, ça va moins bien que d’habitude. Il y a quelques très médiatiques réacteurs arrêtés ou limités en puissance en raison du climat (chaleur ou débit de l’eau) mais c’est anecdotique, ça.

Le gros du problème vient bien d’une disponibilité particulièrement basse du parc nucléaire, mais pas pour ces raisons.

Vous avez entendu parler de l’épidémie l’hiver dernier ?

Elle a eu des conséquences sur le fonctionnement du parc nucléaire. Le moins grave, c’est une moindre production (car faible demande), donc une moindre usure du combustible, donc un décalage des plannings de rechargement des cœurs.

Le plus grave, c’est un décalage des maintenances qui pouvaient l’être, pour éviter notamment d’exposer les personnels au virus sur les chantiers. Les maintenance bien planifiées se retrouvaient un peu n’importe comment. En l’état, ça aurait eu des conséquences graves sur la disponibilité du parc cet hiver. Et il n’était pas garanti qu’on passe l’hiver sans avoir recours a des mesures drastiques pour éviter le blackout. EDF, en coordination avec RTE et le gouvernement, a réétudié tous ses plannings pour réduire au maximum l’impact sur la disponibilité hivernale du parc. Avec succès. Je vous laisse regarder ce graphique et tout le thread qui suit :

Graphe plus exhaustif :

Vous le voyez, éviter la cata pendant l’hiver nous contraint a être plus secs cet automne. RTE a d’ailleurs annoncé qu’une grosse vague de froid précoce (c’est pas trop la mode par chance) en novembre pourrait nous mettre en difficulté.

Voilà. Vous savez pourquoi on brûle du gaz, du charbon, et pourquoi on importe du courant en quantités en ce moment. Y’a une part de normalité, une part de covidisme. Et j’ajoute aussi que covid ou pas, beaucoup de réacteurs sont en maintenance en raison d’une concordance de visites décennales de pas mal de tranches. Enfin, on ne manquera pas de mentionner des grosses défaillances (les deux réacteurs de Flamanville dont les arrêts ne finissent plus) et l’arrêt évitable des deux réacteurs de Fessenheim. Deux événements qui, sans être significativement impliqués dans le naufrage, tirent quand même le navire vers le bas.

Ah, oui, et la disponibilité éolienne est… Normale pour une période chaude. C’est a dire pas bonne. Et le soleil ne brille toujours pas la nuit.

Si ça peut vous rassurer, concernant les émissions de CO2 de ce gaz et ce charbon qui brûlent, je me dis que c’est du gaz et du charbon qu’on s’évite de brûler cet hiver. Donc c’est juste un déplacement dans le temps des émissions qu’on aurait hélas faites dans tous les cas.

Royaume-Uni : Réflexions sur le financement du nouveau nucléaire

D’après un article de World Nuclear News.
Dans le présent billet, les passages en italique sont directement traduits depuis l’article. Les passages en caractères romans sont de mon fait.

L’industrie de l’éolien offshore a réalisé un travail admirable de réduction des coûts de production, mais les coûts du transport, de la distribution et de l’équilibrage demeurent élevés. Ce qui affecte véritablement les factures des consommateurs au Royaume-Uni est un mélange compliqué du coût propre au moyen de production (le nucléaire est beaucoup plus cher à construire), le coût d’opération de la technologie (le nucléaire est peu coûteux), et le coût du transport, de la distribution, et de l’équilibrage du système.

Et parce que c’est complexe, cela s’accorde mal au discours médiatique, qui tend à laisser entendre que le seul coût de la production de l’éolien offshore versus celle du nucléaire est une comparaison pertinente. La question pour le consommateur est : « qu’est-ce que ça coûte d’avoir un système électrique bas-carbone dans lequel on peut allumer la lumière une nuit sans vent ? » C’est le coût du système qui permet cela.

Julia Pyke, directrice Régulation économique et financements du projet Sizewell C, EDF Energy, Royaume-Uni (RU), pour World Nuclear News.

Extraits choisis.

En tant que copie de la centrale du Somerset [Hinkley Point C], Sizewell C constituera l’unité 3 et l’unité 4 de la flotte britannique d’EPR, et devrait coûter environ 4 milliards de livres Sterling de moins à construire. Le coût de construction de Sizewell C est d’environ 20 G£, dont 10 sont pour ce que j’appelle le « stuff » : l’acier, les équipements, les agrégats, les câbles, etc. Si vous savez exactement ce que vous construisez avant de démarrer, vous savez combien coûte le « stuff ». Les 10 autres milliards de livres, c’est le coût du travail, qui se subdivise en deux : les coûts de génie civil et de terrassement, et le coût d’installation des équipements. À Sizewell, nous prévoyons d’employer les mêmes équipes de supervision, ainsi que les mêmes sous-traitants de premier rang, afin qu’ils apportent leurs connaissances acquises à Hinkley Point. Et, évidemment, nous aurons une large main d’oeuvre et une supply chain locales, apportant d’immenses retombées au Suffolk.

Ainsi, s’ils ont pu réduire le temps d’installer les ferraillages de 45% sur la tranche 2 d’Hinkley Point C, on attend d’eux qu’ils démarrent avec une productivité encore accrue à Sizewell.

Toutes sortes de mégaprojets sont connus pour avoir dépassé leurs budgets et délais. Mais en pratique, et même si la presse ne le rapporte pas, Hinkley Point C est dans les temps. Ce qui a pris du retard était la procédure administrative pour autoriser le début de la construction. Mais depuis que celle-ci a démarré en 2015, tous les jalons ont été atteints à temps

Julia Pyke vante dans cette tribune les mérites de l’effet de série observé déjà entre les deux premières tranches de HPC, et donc attendu pour les tranches de Sizewell C. S’il semble admis qu’un EPR coûte dans les 10 milliards de £ et guère moins, l’effet de série n’en demeure pas moins réel, même si en dessous des attentes. En revanche, sur la vitesse de réalisation du chantier, l’effet de série est extrêmement marqué et encourageant.

Néanmoins, au-delà du coût de construction, il y a un gros enjeu de réduction du coût de l’argent. Pour rappel, HPC est financé grâce à un système extrêmement avantageux, le Contract for Difference (CfD).

Pendant 35 ans, la production des EPR bénéficiera d’un tarif garanti, élevé (105 £/MWh de mémoire). Quand EDF vend sur le réseau en-dessous de ce prix, l’État britannique paye la différence. Comme pour l’éolien et le solaire, en général. Et si le prix de marché est au-dessus, c’est EDF qui reverse la différence. C’est aussi ce système qui est prévu, en France, pour les premiers 3 GW d’éolien offshore, par exemple. Pour l’un et l’autre avec des tarifs garantis suffisamment élevés pour être sûrs que l’État y perd. Mais ça permet de fournir des garanties, rassurer les investisseurs, bref, permettre l’émergence d’une filière, donc… Admettons, je suppose ?

Mais ce système étant très dénoncé au Royaume-Uni (en tout cas pour le nucléaire), il n’est pas prévu de le reprendre pour Sizewell.

Le modèle de CfD utilisé pour HPC a été très critiqué par le National Audit Office, et ce parce que le coût de l’argent est prédominant dans le coût de l’électricité nucléaire pour le consommateur. Ce n’est pas, malgré l’attention médiatique sur ce point en général, le coût de construction.

Si la construction de Sizewell C est financée sur le même modèle que les lignes de transport, c’est à dire dans les termes du Regulated Asset Base (RAB) dont bénéficie Scottish and Southern Electricity Network, alors Sizewell C coûterait au consommateur environ 40 €/MWh.

Le coût de l’argent dépend du niveau de risque qu’il est considéré honnête d’imposer aux investisseurs. Il s’agit de trouver un équilibre entre le maintien bas des coûts de construction et le coût d’ensemble de l’électricité pour les consommateurs. Nos modèles montrent que si la production nucléaire au RU peut être assurée à environ 75 €/MWh, alors le coût de l’électricité pour le consommateur est à la baisse. Parce que l’on ne compare pas le nucléaire à l’éolien ou au solaire… Mais l’on compare le nucléaire avec d’autres moyens de produire du courant quand le vent ne souffle pas.

Les pays n’ont pas tous besoin de recourir au nucléaire, mais tous ont besoin d’un système robuste de production bas-carbone. Dans certains pays, il n’y a aucune solution évidente pour cela, à part le nucléaire, et donc d’avoir un système capable de faire la différence entre « est-ce que l’éolien offshore est une bonne chose ? » (oui, ça l’est) et « est-ce qu’ajouter plus d’éolien offshore en Allemagne quand ils persistent en même temps à ouvrir des centrales à charbon et fermer des centrales nucléaires est une bonne chose ? » (non, ça ne l’est pas). C’est une approche limitée qui est adoptée par les moyens de notation, et un pas en direction d’une approche plus systématique : « est-ce que cela permet un système bas-carbone et à bas-coût ? », qui serait bien plus productive pour le climat.

Je vous passe le paragraphe sur le risque politique qui est globalement assez semblable au risque pour les investisseurs. Notez tout de même qu’au RU, les autorités poussent elles-mêmes à dupliquer HPC à Sizewell. Plutôt rassurant pour les décideurs en plus des financiers. Parce que ça laisse entendre que l’autorité de sûreté en particulier devrait ne pas changer ses exigences en cours de route… Et ce qui a été acquis a grand peine à HPC sera quasi-automatiquement acquis pour Sizewell. Mais venons-en à une modeste mais intéressante révélation.

Nous croyons en un mix optimal avec toutes les technologies favorables, mais une chose que nous faisons à Sizewell, en plus de considérer son usage pour l’électricité, est de placer les vannes pour être sûrs de pouvoir en soutirer la chaleur à différentes températures. Cela signifie que, alors qu’au RU nous n’utilisons que 30% de la chaleur produite par une centrale nucléaire pour en faire de l’électricité, il y a un énorme potentiel d’utilisation du nucléaire pour la production d’hydrogène en coopération avec l’éolien offshore, en utilisant la chaleur nucléaire pour assister la production d’hydrogène en assurant une électrolyse aussi efficace que possible, pour un usage dans les procédés industriels, le refroidissement de data centers, et même les réseaux de chaleur urbains.

Bilan 2019 du nucléaire mondial

21 Juillet 2020, la World Nuclear Association a mis à jour sa base de données du parc nucléaire mondial et, en particulier, depuis la base de données PRIS de l’AIEA, les bilans de production nucléaire de chaque réacteur en 2019.

Premières connexions au réseau

Les derniers réacteurs a avoir été connectés au réseau en 2019 furent les deux réacteurs de 32 MWe de l’Akademik Lomonosov, la centrale flottante russe.

Rappelons que le « MWe », pour « Mégawatt électrique », indique la puissance électrique qu’est capable de délivrer un réacteur nucléaire (avec ses équipements, le tout constituant une « tranche »). La puissance électrique en MWe se diffère de la puissance thermique, notée MWth, qui indique la quantité de chaleur produite par le réacteur par unité de temps. Parce que la plupart des centrales nucléaires ont un rendement thermique -> électrique de l’ordre de 33%, la puissance électrique est généralement trois fois plus faible que la puissance thermique.
En général, en l’absence de précision « MWe » ou « MWth », pour une centrale électrique, c’est la puissance électrique dont il est question. Dans ce billet, il sera systématiquement précisé de quelle puissance on parle.

Lancements de chantiers

Seulement cinq chantiers de réacteurs ont été lancés en 2019, mais dans quatre pays différents:

  • Kursk 2-2 en Russie, un VVER-TOI de 1115 MWe
  • Zhangzhoy 1 et Taipingling 1 en Chine, des Hualong One de 1126 et 1100 MWe
  • Bushehr 2 en Iran, un VVER-1000 de 915 MWe
  • Hinkley Point C2 au Royaume-Uni, un EPR de 1630 MWe

Facteurs de charge

Le facteur de charge est le ratio entre la production d’une tranche sur une année et la production qu’elle aurait eu si elle avait été à pleine puissance 24h/24 et 7j/7 pendant l’année. Le facteur de charge d’une tranche nucléaire est réduit par les arrêts pour rechargement du combustible le cas échéant, les arrêts pour maintenance, les défaillances, et les baisses volontaires de puissance pour s’adapter aux besoins du réseau dans certains cas (essentiellement en France).

Un réacteur de 1000 MW, s’il fonctionnait à pleine puissance en permanence, délivrerait 8,77 TWh d’électricité par an. Si son facteur de charge est de 90%, il n’a donc produit que 7,89 TWh. De même, un réacteur de 900 MW qui produirait à pleine puissance en permanence délivrerait 7,89 TWh.

En revanche, dans beaucoup de pays, la puissance des réacteurs a été sensiblement augmentée au fil des années. Mais dans certains de ces pays, le calcul du facteur de charge se fait en considérant la puissance de conception du réacteur. Autrement dit, un réacteur de 1000 MW mais dont la puissance a été augmentée à 1100 MW peut produire jusqu’à 9,64 TWh par an. Admettons qu’il ait produit 9 TWh : son facteur de charge est égal à 9/9,64 soit 93%. Mais certains pays considéreront que c’est à la base un réacteur de 1000 MW, donc avec un maximum à 8,77 TWh, et donc que son facteur de charge est de 9/8,77 soit 103%.

Selon le mode de calcul considéré, un même réacteur produisant la même quantité d’énergie sera donc tantôt déclaré avec un facteur de charge de 93%, tantôt avec un facteur de 103%. Le facteur de charge est donc un mauvais outil pour comparer plusieurs pays entre eux. Je ne vais donc pas détailler ce classement.

En 2019, le top 10 des meilleurs facteurs de charge est occupé par des réacteurs russes (au nombre de 4), américains (5) et japonais (1), avec des facteurs de charge entre 103,2% à 106,6%. Applaudissons la présence d’un réacteur japonais, Takahama 3, parce que l’industrie nucléaire japonaise revient de loin.

Ensuite, le classement qui fait pleurer…

Plus grosses productions entre la mise en service et 2019

Dans ce classement des réacteurs qui ont produit le plus d’électricité depuis leur mise en service et jusqu’en 2019, le top 10 est partagé entre seulement deux pays.

Pour vous donner quelques ordres de grandeur au préalable : la consommation française d’électricité est d’environ 550 TWh (térawattheures, soit 550 milliards de kilowattheures) par an. Dont un peu moins de 400 sont couverts par le nucléaire.
Un EPR qui fonctionnerait avec un facteur de charge de 100% délivrerait, lui, 14 TWh par an.

À la 10è place du classement, le réacteur 2 de la centrale américaine de Palo Verde. Puissance nette à la conception de 1304 MWe, boostée à 1314 MWe depuis. 309,3 TWh produits depuis sa mise en service. Cette centrale, munie de trois réacteurs, fonctionne en plein désert, sans cours d’eau, exposée à des températures dignes de l’Arizona. Pour son refroidissement, 3×3 tours aéroréfrigérantes (trois par réacteur) à tirage mécanique, pour limiter le besoin d’eau. Et le restant d’eau nécessaire, il est importé sur plusieurs dizaines de km du réseau d’eaux usées de la ville voisine de Phoenix, et traité dans une station d’épuration et d’immenssissimes bassins à ciel ouvert. Comme quoi, la chaleur, on s’y adapte – ça, c’est pour tous ceux dont le discours, aujourd’hui, est que le nucléaire est inadapté à un monde qui se réchauffe.

À la 9è place, le réacteur Callaway 1, USA, 1215 MWe (1117 MWe à la conception). 312,7 TWh produits.

À la 8è place, on change de pays pour l’Allemagne. Gundremmingen C est un Réacteur à Eau Bouillante (REB) de 1288 MWe (1249 à la conception). Si vous avez bien lu jusqu’à présent, vous aurez déduit que l’Allemagne, le pays qui incarne dans le monde entier le rejet / la peur / la haine de l’énergie nucléaire possède 5 des 10 réacteurs qui ont produit le plus d’énergie dans le monde, depuis leur conception, et jusqu’à fin 2019. 314,6 TWh pour celui-ci. Ensuite :

  1. Grand Gulf 1, USA, 315,4 TWh
  2. Emsland, Allemagne, 326,6 TWh
  3. Brokdorf, Allemagne, 332,0 TWh
  4. Isar 2, Allemagne, 332,7 TWh
  5. Peach Bottom 3, USA, 338,8 TWh
  6. Peach Bottom 2, USA, 342,4 TWh

Et le champion du monde à fin 2019 est encore un réacteur teuton. Il s’agit de l’unique réacteur de la centrale de Grohnde, un REP de 1360 MWe (1289 MWe à la conception) qui, depuis 1984, a produit 357 TWh d’électricité environ 50 fois moins carbonée que la moyenne de son pays hôte.

La sortie du nucléaire en Allemagne est un immense gâchis à plus d’un titre…

Plus grosses productions en 2019

Cette fois-ci, nous ne nous intéressons pas aux productions entre la mise en service et fin 2019, mais les productions de chaque réacteur pour l’année 2019 seule. Et l’on repart sur un top 10.

10è place

Avec 11,0 TWh produits et un facteur de charge de 89,5%, le réacteur Suédois d’Oskarshamm 3. Un REB de 1050 MWe à la conception, dopé depuis à 1400 MWe.

9è place

Avec 11,0 TWh également et un facteur de charge de 98,3%, le réacteur américain de Nine Mile Point 2. Un REB à nouveau, de 1100 MWe à l’origine et 1277 MWe aujourd’hui. La centrale de Nine Mile Point était à une époque pressentie pour accueillir un EPR américanisé, du temps où l’on rêvait d’exporter l’EPR partout.

8è place

Toujours à 11,0 TWh et avec un facteur de charge de 89,9%, le réacteur américain de Grand Gulf 1, un REB de conception plus moderne que le précédent. Initialement conçu pour 1250 MWe, il affiche 1401 MWe aujourd’hui. Il est le plus puissant réacteur aux États-Unis.

7è place

On monte à 11,1 TWh de production et 100,8% de charge pour le réacteur de Susquehanna Steam Electric Station 1. Encore un REB, le plus ancien modèle sur les trois derniers. 1065 MWe à la conception, 1257 MWe aujourd’hui. Probablement le réacteur au nom le plus long !

6è place

Cocorico ! C’est le réacteur de Chooz B1 en France qui prend la 6è place. Un Réacteur à Eau Pressurisée (REP) de 1455 MWe à la conception, 1500 MWe aujourd’hui, c’est le 3è plus puissant au monde, ex-aequo avec son jumeau Chooz B2. Il a produit 11,1 TWh en 2019, avec un facteur de charge de 84,7%.

5è place

11,4 TWh à un facteur de charge de 99,3% pour Palo Verde 2, aux USA, que je n’ai pas besoin de présenter une seconde fois.

4è place

11,5 TWh à 102,7% de charge pour South Texas Project 1, un REP américain de 1250 MWe légèrement boosté à 1280 MWe. Pas de tours de refroidissement ni d’eaux usées pour celui-ci, mais un grand lac de refroidissement de 2800 Ha.

3è place

À la troisième place, on retrouve le REP de Peach Bottom 2, qui est déjà au deuxième rang des plus grosses productions sur toute sa vie. 1065 MWe de base, boosté à 1300 MWe. En 2019, avec un facteur de charge de 101,3%, il a produit 11,5 TWh.

2è place

La médaille d’argent revient à un réacteur français, Civaux 1. 1450 MWe par conception, 1495 MWe aujourd’hui. Un facteur de charge exceptionnel (pour un réacteur français) de 88,6% en 2019 qui lui a permis de délivrer 11,6 TWh. Les deux réacteurs de Civaux occupent à égalité la 5è place des plus puissants réacteurs du monde, juste derrière les deux de Chooz mentionnés précédemment.

Champion du monde 2019

Ça faisait très longtemps que j’avais enfin de faire ce thread. Depuis début janvier 2019 en fait, j’attendais juste d’avoir les infos. Mais une fois qu’on les a eues, j’ai trépigné d’impatience en découvrant que le réacteur nucléaire qui a le plus produit d’électricité en 2019 est… Un EPR !

Taishan 1, ses 1660 MWe (premier rang mondial, à égalité avec son réacteur jumeau Taishan 2) et son facteur de charge de 82,2% a produit 12,0 TWh d’électricité pour le réseau chinois en 2019.

What’else ?

Le nucléaire, c’est l’abondance, donc l’excès

Retrouvez ce billet sur Twitter via le tweet ci-dessus

1. Commençons par mettre les gens dans des cases

Selon le philosophe et militant écologiste Dominique Bourg interrogé par France Info :

Le principal risque du nucléaire, c’est aussi la fuite en avant. Le type de société dans lequel on est très destructeur. Il vaut mieux en organiser un autre.

Dans le même article, le chercheur Simon Persico, spécialiste des politiques environnementales, surenchérit :

Les défenseurs du nucléaire sont souvent dans la défense d’une économie très productiviste, favorable à la croissance, alors que les écologistes pensent d’abord à la maîtrise de nos consommations.

Et pourtant, selon moi, qui me considère à la fois écologiste et défenseur du nucléaire, et qui pense que ces deux attributs devraient plus souvent être considérés associés qu’opposés, il est profondément malhonnête d’établit des raccourcis aussi grossier. Pro-nucléaire n’implique pas forcément un souhait ou une croyance en la croissance infinie.

Plus largement, je considère que le recours au nucléaire ne devrait pas être davantage une idée de croissantiste que de décroissantiste, et pas davantage associé à la droite de la politique qu’à la gauche. À mes yeux, le sujet du recours à l’énergie nucléaire transcende ces axes. J’en prends pour exemple deux personnalités pro-nucléaires bien connues en France, Jean-Marc Jancovici, résolument décroissantiste, pour qui la décroissance économique sera délibérée ou subie, mais sera, et Laurent Alexandre, pour qui une croissance économique éternelle stimulée par le progrès technique est une option parfaitement réaliste et souhaitable. Et je note évidemment qu’il en est de même chez les opposants au nucléaire ; certains seront adeptes de la décroissance, de la sobriété, voire d’authentiques lurons de l’effondrement sociétale, et à l’autre extrémité du spectre, des partisans de la fuite en avant, de l’excès, de la croissance : on les reconnaît au fait qu’ils défendent l’éolien et le solaire comme sources d’énergie « gratuite et illimitée ».

Il est, vous l’aurez compris, à mes yeux, complètement insensé de vouloir catégoriser d’un côté « pro-nuc & pro-croissance » et, de l’autre, « anti-nuc & décroissantiste ». Certains franchissent le seuil de l’insensé pour marcher vers la bêtise pure en poussant plus loin cette catégorisation : « pro-nuc cornucopien, technocrate et destructeur de l’environnement » versus « anti-nuc décroissantiste prônant la simplicité du retour à la nature ».

C’est magnifiquement stupide.

Pour l’illustrer de manière plus frappante qu’en citant quelques noms, nous allons voir dans la suite de ce billet un exemple de politique énergétique réelle (pas issue de mon imagination en quête d’un épouvantail), antinucléaire mais pas franchement sobre ni décroissantiste. Au contraire, on parlera plutôt de fuite en avant techniciste en cherchant à compenser l’intermittence des énergies renouvelables tant aimées par de colossales surcapacités de production, une dépendance sans mesure à des moyens de stockage qui, à ce jour, restent à industrialiser, et appelant au recours à tous les artifices qui permettront de piloter la consommation d’électricité à la hausse ou à la baisse selon la météo.

Bref, une fois n’est pas coutume, on va tirer sur l’ambulance et ses sirènes teux-ton.

Le pays Seigneur de la cause anti-nucléaire en Europe, dont les vassaux se nomment Autriche et Luxembourg.

2. Émissions de gaz à effet de Serre en Allemagne

Avant de présenter sa stratégie énergétique à proprement parler, Gauthier vous propose un petit panorama de l’évolution présente et passée des émissions de CO2 de la nation germanique.

C’est ici – et, ayant omis d’en demander l’autorisation, je m’abstiendrai d’en reproduire le contenu dans mon blog. Si passer par Twitter vous révulse, vous pourrez toutefois retrouver le contenu de ce thread à cette adresse.

Mais si vous souhaitez vous contenter d’un résumer – ce n’est pas rédhibitoire pour lire la suite – notez simplement que l’Allemagne n’a aucune fierté à tirer de sa trajectoire passée d’émissions de gaz à effet de serre, et qu’il serait osé de tirer fierté de sa trajectoire courante.

3. L’électricité allemande de demain

3.1. Vue d’ensemble

Le site http://energy-charts.de du Fraunhofer Institute, permet de suivre en quasi temps réel le mix électrique allemand, et fournit une foultitude de données plus macro sur leur parc électrique. Et, depuis peu, il présente aussi l’évolution du parc électrique dans ce qui est le scénario de référence de l’Institut. Avec les objectifs suivants :

  • Sortie du nucléaire en 2022
  • Sortie du charbon en 2038
  • Neutralité carbone du système électrique en 2050 et de la quasi-totalité du système énergétique.

Le site présente d’autres scénarios, dont l’un à acceptabilité sociale réduite, et l’autre à neutralité carbone de tout le système énergétique, par exemple. Mais je ne vais parler que du scénario « Reference« , qui colle aux trois objectifs sus-cités.

Et voilà en une image ce qu’on peut en tirer.

Kolossal, n’est-ce pas ?

Le parc électrique allemand s’est vu multiplié par deux entre 2000 et 2020, il est question d’encore multiplier par deux d’ici 2030 et encore par deux d’ici 2045. Ne parlez plus de sobriété ou de décroissance : on va bourrer les surcapacités en éolien et en solaire pour en compenser l’intermittence. Et malgré tout, il va falloir augmenter la capacité de production de base pilotable (celle qui peut produire tout le temps, en continu et à la demande) qu’on va ambitionner, à terme, d’alimenter au bois et aux carburants issus du Power-to-Gas (les « convertisseurs » se répartissent entre PtG et batteries). Mais voyons plus en détail.

3.2. Énergies mineures

Commençons par ce qui n’est pas présenté par le Fraunhofer. Nucléaire, biomasse, hydraulique et fioul. Faute de données, j’ai fait des hypothèses assez simples. Pour le nucléaire, je me tiens au calendrier de fermetures actuellement en vigueur. Je fais l’hypothèse du maintien à valeur constante de la capacité de production d’électricité à base de biomasse et d’hydraulique. Quant au fioul, un peu arbitrairement, je suppose qu’il va réduire linéairement entre 2020 et 2035, année à laquelle il aura disparu. De toute façon, pour ces trois moyens de production, on va parler de quelques gigawatts de capacité, sur un parc de plusieurs centaines, donc mes possibles erreurs ne changeront pas la donne. Et pour le cumul des capacités en nucléaire, biomasse, hydraulique et fioul, l’évolution est la suivante :

Comprenez bien que je vais vous montrer ici et par la suite des graphiques qui indiquent non pas le parc à un instant donné, mais sa variation d’une année sur l’autre. Par exemple, sur ce graphique précédent, une réduction du parc nucléaire/biomasse/hydro/fioul de 10,5 GW en 2011, mais moins de 0,5 GW seront fermés chaque année à partir de 2023.

Il n’y a rien de particulier à interpréter sur ce premier graphique. On y retrouve la vague de fermetures de centrales nucléaires en 2011 suite à la catastrophe japonaise de Fukushima-Daiichi, puis, jusqu’en 2019, une compétition entre ouvertures de centrales à biomasse et fermetures de centrales nucléaires ou au fioul, dont résulte une capacité cumulée qui varie à la hausse ou à la baisse selon les années. Puis, en 2021 et 2022, deux nouvelles vagues de fermetures de centrales nucléaires auront lieu. À compter de 2023, on observe une progressive fermeture des centrales au fioul jusqu’en 2035, puis plus aucune variation : plus de nucléaire, plus de fioul, et un parc stable pour l’hydraulique et la biomasse.

3.3. Beautiful, clean, coal

Parlons à présent de charbon. C’est de notoriété publique, il n’a pas vraiment diminué ces dernières années. Notez que, contrairement aux idées reçues, il n’a pas vraiment augmenté non plus. Non, les allemands avaient beaucoup de centrales à charbon en 2010, qu’ils ont bien mis à profit à partir de 2011 et la fermeture d’une vaste partie du parc nucléaire, sans toutefois avoir besoin d’en construire de nouvelles – sauf, à la marge, en remplacement des plus anciennes.

L’Allemagne s’est engagée à se débarrasser du charbon d’ici 2038. Mais le scénario dont nous parlons est beaucoup plus ambitieux, et fixe la fin du charbon à… 2035.

Le parc en service en 2020 devrait réduire de moitié, très progressivement, jusqu’en 2034. Et l’autre moitié devrait fermer d’un coup en 2035. J’ignore si la question de la gestion des emplois avec une transition brutale a été soulevée, mais elle a intérêt à l’être si ce n’est pas encore le cas.

Et sinon, ça sera une bonne raison pour repousser la fermeture d’une partie du parc, à 2038 voire au-delà. Comme ça l’a été en France pour les centrales à charbon ou pour Fessenheim. Mais j’espère que, comme en France, on parlera de repousser la fermeture de quelques tranches, pas de 20 GW…

3.4. Brassons de l’air

3.4.1. L’éolien terrestre

C’est du lourd.

L’objectif est de mettre aussi vite que possible fin à l’essoufflement observé depuis 2017, et de repartir de plus belle. Le record historique de 2017 devra être largement dépassé en 2026 et cette cadence soutenue pendant vingt ans. Plus le droit aux fluctuations d’année en année : on veut 5.5 GW de nouvelles capacités qui s’ajoutent chaque année. En plus du renouvellement des anciennes éoliennes. Mais le plus fou reste à venir.

3.4.2. L’éolien offshore

Les ambitions sur l’éolien offshore sont du même type : il faut identifier le record historique d’ajout de capacités, soit 2015. Puis, d’ici 2026, pulvériser ce record, et maintenir le rythme pendant au moins 20 ans.

3.5. Le photovoltaïque

Nous nous élevons à présent vers de nouveaux sommets dans la démesure. Le record historique, lequel s’est maintenu trois ans, était à presque 8 GW installés par an… Et bien l’ambition est d’atteindre, dans le futur, on veut 10 à 15 GW par an supplémentaires ! Les mauvaises années entre 2025 et 2030 devront être meilleures que les meilleures années entre 2000 et 2020.

Je pense qu’il serait intéressant de convertir ça en surfaces de toiture et au sol (le site en source donne la répartition entre les deux). En attendant, essayer d’imaginer la puissance installée cumulée que ça va représenter…

Mais nous en arriveront au meilleur. Parés ?

3.6. Ça turbine au gaz

Non, vous n’avez pas la berlue. Il est bel et bien question de construire plusieurs gigawatts de centrales à gaz supplémentaires par an. Vous en connaissez les raisons : les énergies renouvelables intermittentes nécessitent un moyen de production pilotable en back-up.

Évidemment, promis juré, le gaz naturel sera progressivement remplacé par du biométhane ou de l’hydrogène. Rappelons-nous que l’on veut zéro émissions nettes en 2050. Suffit de développer les bonnes technologies. Et le gazoduc Nord Stream 2 que l’on construit laborieusement entre la Russie et l’Allemagne, dont l’inauguration est toujours espérée en 2020, ne servira pas très longtemps. Promis.

Et en attendant, tant pis pour les émissions de CO2 et de CH4, c’est toujours mieux que le risque nucléaire, pas vrai ? Et s’il s’avérait que la production de méthane ou de dihydrogène de synthèse via le Power-to-Gas est trop chère… Tant pis pour les consommateurs, je suppose. De toute façon, après avoir financé un parc électrique dont la puissance installée dépasse de cinq fois, au bas mot, la puissance maximale appelée sur le réseau, les consommateurs seront-ils à ça près ?

Peut-être, de toute façon, seront-ils trop occupés à lutter contre le déploiement, sur toute la surface du pays, de centaines de milliers d’éoliennes et de lignes électriques Très Haute Tension. Et qu’ils n’auront pas le temps de s’intéresser au climat ou à leur portefeuille. Allez savoir…

Quant à imaginer que l’industrialisation du Power-to-Gas échoue… Mieux vaut ne pas y penser.

3.7. Agrégeons tous ces résultats

Finies les variations annuelles. Dans le graphique suivant, je vous présente, pour chaque moyen de production, quelle sera la puissance électrique totale année après année.

Mais on aura respecté l’objectif de sortie du nucléaire en 2023. Question de priorités.

Là où le parc électrique allemand affichait une puissance de 100 GW, essentiellement pilotable (dont la puissance peut être contrôlée pour s’adapter au besoin), il y a 20 ans, on va aller chercher 400 GW juste pour le photovoltaïque, 250 GW d’éolien, et 150 GW de gaz (garanti sans effet de serre !), d’ici 2050. Soit des augmentations respectives de 350 GW (+700%), 200 GW (+400%), 120 GW (+400%).

En comptant sur les électrolyseurs, les batteries, la méthanisation, l’écrêtement et les interconnexions aux frontières pour équilibrer cette énorme surcapacité et une demande qui devra en partie s’y adapter.

4. Conclusion

Ce scénario, du pays phare de la cause antinucléaire et capitale de l’opposition entre nucléaire et énergies renouvelables, est pile dans la fuite en avant techniciste, qui se traduit par un élan à pleine vitesse dans un scénario en espérant que les verrous auront sauté avant qu’on se heurte aux murs, avec des surcapacités qui font beaucoup plus « culture de l’abondance » que « sobriété ».

Ainsi, aussi absurde que la catégorisation « pro-nucléaire = productiviste croissantiste », est la catégorisation « anti-nucléaire = sobre décroissantiste ». D’ailleurs, je vous invite à réfléchir à ça : pourquoi le recours au nucléaire serait synonyme d’abondance ?

Rien n’interdit de l’utiliser au juste besoin, voire en-dessous des besoins (comme c’est le cas de la quasi-totalité des systèmes électriques qui utilisent du nucléaire dans le monde). Rien n’interdit non plus, cela dit, d’essayer d’en faire une corne d’abondance : c’est un choix de société avant tout. Alors que l’usage des énergies renouvelables va être cadré par des contraintes physiques… Dont la première demeurera l’intermittence et donc le besoin de compenser par d’énormes surcapacités et/ou des moyens de stockage de masse qui restent à développer. Sauf à, cas extrême, se contenter des énergies renouvelables avec leurs problèmes, sans chercher à les résoudre : auquel cas on n’assure même plus le « juste besoin », et c’est plus propice à la précarité et l’effondrement qu’à la sobriété et la décroissance.

Bref, tâchons de tenir à l’écart la réflexion sur les technologies et les moyens de production des guerres de chapelle gauche / droite ou croissance / décroissance. Ce sujet mérite mieux que ces raccourcis. Certes, s’affranchir du manichéisme rend les choses moins simples, mais malgré tout plus lisibles. Ou, du moins, offre au débat l’opportunité d’être davantage fondé sur des connaissances et sur des critères mesurables, voire objectifs, et non plus sur des associations outrancièrement simplistes.

Dans une démocratie, c’est tout de même bien plus sain… À bon entendeur.

Le prix du kWh monte et descend en même temps

Lorsque l’on suit de loin, mais pas trop, les débats sur le système électrique, on peut avoir l’impression de déceler une embêtante contradiction, généralement chez les personnes peu enthousiastes envers les énergies renouvelables intermittentes, comme je le suis. La contradiction serait la suivante : on lira tantôt que les prix de marché de l’électricité, bas, rendent délicats les investissements et la rentabilité de ceux-ci, par exemple dans le nucléaire. Ces prix bas rendraient incertain un hypothétique retour sur investissement à long terme.

Dans le même temps, les mêmes personnes accuseront les énergies renouvelables de tirer à la hausse les prix de l’électricité.

Incohérence ? Non, ces deux points peuvent être vrais en même temps. Expliquons-le simplement.

Lorsque l’on évoque les difficultés à amortir des installations nucléaires (mais c’est vrai pour toutes les installations très capitalistiques, donc aussi les énergies renouvelables, dont l’hydraulique, ainsi que, dans une moindre mesure, le charbon), c’est à cause des coûts du marché (européen, en l’occurrence, mais le problème se pose aussi aux USA par exemple) de l’électricité.

Les prix de marché moyens (car ils fluctuent énormément) sont bas. Donc les installations de production vendent avec une faible marge, voire à perte. Et s’ils sont bas, c’est notamment à cause des surcapacités : cela fait 20 ans que le système électrique s’enrichit de centaines de gigawatts de capacités de production photovoltaïque et d’éoliennes sans que d’autres moyens de production ne soient fermés à côté, sauf à la marge.

Toutefois, certaines installations, et notamment solaires et éoliennes, on des tarifs de vente garantis. C’est à dire que peu importe le prix du marché, les États rajoutent une rallonge d’argent pour que la rentabilité soit assurée.

Prenons l’exemple d’un parc éolien à 80 €/MWh de tarif garanti. Et bien s’il produit un MWh quand le marché est à 90€/MWh, il fait 90€ de chiffre d’affaire. S’il produit un MWh quand le marché est à 30€, l’État allonge les 50€ manquant et le parc éolien touche 80 €/MWh. Et même si le marché s’effondre à 0, voire à des prix négatifs, disons -30 €/MWh, l’État va rajouter 110€ pour que le parc touche ses 80 €/MWh de chiffre d’affaire. Et cet argent des États provient généralement de taxes sur l’électricité, et parfois aussi sur les carburants, comme en France depuis peu.

Voilà comment l’éolien et le solaire, avec ce système de tarif garanti, ont, depuis des années, réussi à la fois à faire augmenter le prix de l’électricité payée par le consommateur (via les taxes) et baisser le prix de marché… et donc la rentabilité de tout ce qui ne bénéficie pas de tarif garanti. Freinant notamment l’investissement dans le nucléaire et nous enfermant dans un système de dépendance aux subventions pour les EnR.

Ces subventions sont d’autant plus embarrassantes en France que le gain en CO2 n’est pas à la hauteur des dépenses engagées, puisque les énergies renouvelables électriques ne réduisent guère nos émissions de CO2, l’électricité étant déjà largement bas-carbone, avec ou sans éolien…

Sandra Regol, EELV : « Allons plus loin »

Le 20 Février 2020, sur la chaîne de télévision « Public Sénat », à l’occasion de la mise à l’arrêt définitive du premier réacteur de la centrale de Fessenheim, l’émission Allons plus loin posait la question suivante : Fermeture d’un réacteur nucléaire de Fessenheim : la fin d’une ère ?

Pour y répondre, le plateau était scindé en deux, pro-nucléaires d’une part, représentés par Matthieu Auzanneau, du Shift Project, et le plus discret Jean Bizet, sénateur de la Manche. Et, d’autre part, des anti-nucléaires, en la personne de Charlotte Mijeon, du Réseau Sortir du Nucléaire et Sandra Regol, d’Europe-Écologie les Verts.

Et cette dernière s’est particulièrement démarquée par la facilité avec laquelle elle s’arrangeait avec les faits.

Comme souvent, compte tenu de la durée du matériau, un débunk exhaustif aurait été outrageusement chronophage, alors à défaut, quelques vulgarisateurs et passionnés dont votre serviteur nous sommes rassemblés pour proposer un Top 10 des pires contre-vérités énoncées par Sandra Regol. Avec une contrainte pensée pour Twitter : la réponse à chaque affirmation doit être condensée en seulement deux tweets.

Chaque contre-vérité a également été extraite en vidéo. Dans ce billet de blog, je joindrai à chaque fois le tweet contenant la vidéo.

Au programme :

  • La fermeture de Fessenheim découle des engagements de la France à l’occasion de la COP21
  • Un prix Nobel de la Paix à une association militant pour la sortie du nucléaire civil
  • Les centrales nucléaires ne peuvent fonctionner par forte chaleur
  • Les réacteurs ne peuvent moduler leur puissance
  • Les énergies renouvelables, elles, sont modulables
  • Aucune centrale n’a été démantelée dans le monde
  • Si on inclut tout, le nucléaire pollue plus
  • Le budget du nucléaire est aux dépens des EnR
  • Fessenheim, une passoire nucléaire que subissent malgré eux les Allemands
  • Ce débat ne mérite pas ça

1. La fermeture de Fessenheim découle des engagements de la France à l’occasion de la COP21

Les accords de Paris visent à diminuer les émissions de CO2, et plus généralement celles des gaz à effet de serre afin de stabiliser le climat à un niveau jugé acceptable. Ils ne disent pas quelles mesures doivent être prises et on ne trouve pas le mot “nucléaire” dans le texte.

Les émissions de CO2 de la France sont inférieures à celles des pays comparables grâce au nucléaire. Pour respecter les accords de Paris, la France doit diminuer l’usage des combustibles fossiles, mais pas diminuer l’usage du nucléaire.

2. Un prix Nobel de la Paix à une association militant pour la sortie du nucléaire civil

Une petite maladresse dans cette phrase, c’est d’opposer un Nobel de la Paix, que l’ICAN a bien reçu en 2017, qui est une distinction politique, au Nobel de physique remis à Gérard Mourou et Donna Strickland en 2018, distinction récompensant des travaux scientifiques.

Mais le cœur du problème est le MENSONGE d’avoir affirmé que l’ICAN, la campagne internationale de lutte contre les ARMES nucléaires, milite contre la sortie du nucléaire civil. Rappel : le traité de non prolifération permet l’accès au nucléaire civil !

3. Les centrales nucléaires ne peuvent fonctionner par forte chaleur

Les raisons des baisses de charge/arrêt des centrales nucléaires l’été 2019 ne sont pas dues à un problème technique lié à un manque de refroidissement … mais bien à la réglementation destinée à limiter l’impact environnemental des rejets thermiques. Exemple de Golfech :

C’est clairement méconnaitre le sujet : il existe des centrales nucléaires fonctionnant en plein désert, comme Palo verde, située en zone désertique de l’Arizona (Funfact : c’est la plus grosse centrale US) et Barakha, située aux Emirats Arabes Unis (en chantier à l’époque, en service aujourd’hui).

Palo Verde (USA)
Barakah (EAU)

4. Les réacteurs ne peuvent moduler leur puissance

Il a suffi de remonter à la veille de l’émission pour voir un réacteur prouver le contraire, le réacteur 2 de Saint-Alban :

La production nucléaire s’adapte plutôt bien aux besoins de consommation, et à toutes les échelles de temps.

5. Les énergies renouvelables, elles, sont modulables

C’est vrai pour l’hydraulique de réservoir qui est pilotable et participe très utilement au suivi de charge.

Pour les autres, notamment éolien et solaire, c’est évidemment faux, elles produisent de manière aléatoire sans rapport avec la consommation.

6. Aucune centrale n’a été démantelée dans le monde

Or, de nombreux réacteurs de recherche ont été intégralement démantelés, en France et dans le Monde. En ce qui concerne les réacteurs électrogènes, on peut citer par exemple la centrale de Maine Yankee qui a été démantelée « à l’herbe » pour un coût total inférieur à 500 M€.

Une fois la centrale démantelée, il reste le combustible usé (déchets) qui sont traités par ailleurs. En France, le démantèlement du réacteur de Chooz-A, similaire à ceux du parc EDF en fonctionnement, est bien avancé.

7. Si on inclut tout, le nucléaire pollue plus

Si l’on ne regarde que la production électrique, le nucléaire et les EnR (hors bioénergies) sont absolument décarbonées. Si l’on cherche à inclure toutes les infrastructures amont et aval dans un bilan global, on réalise alors une « analyse de cycle de vie » (ACV).

Et en ACV, donc en prenant tout en compte, le nucléaire rejette très peu de gaz à effet de serre ou autres polluants par kilowattheure produit. En termes de CO2, il est au moins aussi bon que l’éolien (hors back-up), meilleur que le solaire photovoltaïque.

8. Le budget du nucléaire est aux dépens des EnR

Le financement du nucléaire et des ENR ont des logiques différentes :
– Le nucléaire est financé par EDF sans subvention et vendu au prix de marché
– Les ENR sont financées par les producteurs, vendues au prix de marché tout en bénéficiant d’une subvention en plus.

Au moins deux formes de subventions :
– via les tarifs d’achat (~5 mds€/an) et des engagements long terme de l’ordre de 121 mds entre 2017 et 2041 (hors contrats futurs).
– via la prise en charge partielle ou totale du raccordement au réseau (7 milliards pour l’offshore par ex).

Cour des Comptes
Commission de Régulation de l’Énergie
L’Usine Nouvelle

9. Fessenheim, une passoire nucléaire que subissent malgré eux les Allemands

On ne saura pas ce qu’elle entend par “passoire” pour une centrale dont l’aspect nucléaire est strictement confiné. Cette centrale a été construite avec une participation financière (17,5%) de la société allemande EnBW qui disposait de cette même fraction de l’électricité produite.

Les Allemands ont peu de moyen d’agir sur la centrale, qu’ils ont pourtant co-financé à une époque, de même que les Français ou les citoyens du monde ont peu de moyen d’agir sur les émissions de CO2 des centrales au charbon Allemande, préjudiciables à leur santé et le climat.

10. Pour donner le change…

TRISO et Réacteurs à Haute Température

Introduction

Le combustible particulaire TRISO

Le combustible TRISO n’a rien d’un concept nouveau. Son apparition dans l’actualité, expliqué en fin d’article, est lié à un renouveau de ces particules inventées…
Au milieu des années 50 !

L’actualité ne faisant qu’un recyclage médiatique du TRISO, je me livre également à du recyclage : le contenu de ce billet est en quasi-totalité issu de cet excellent livre :

Le combustible TRISO, pour TRIStructural ISOtrope, a été inventé au Royaume-Uni, initialement pour leurs réacteurs graphite/gaz AGR et MAGNOX. Il se présente sous la forme d’une particule faite d’un cœur de matière fissile, typiquement du dioxyde d’uranium, à l’instar des pastilles de nos classiques réacteurs à eau. Mais ici, pas de pastilles cylindrique de 8 mm de diamètre, mais un minuscule orbe d’1 mm de diamètre.

Ce cœur fissile est enrobé d’une première couche en carbone pyrolytique (ou pyrocarbone) qui sert d’isolant thermique vis-à-vis d’une seconde couche, elle en carbure de silicium, qui assure l’étanchéité de la particule. Le tout est complété d’une seconde couche de pyrocarbone pour assurer la tenue mécanique, permettant à la particule de conserver son étanchéité même sous l’assaut d’une énorme pression interne (la fission nucléaire libère des produits de fission gazeux, qui contribuent donc à faire monter en pression le milieu fissile).

Cette dernière couche permet, par ailleurs, de jouer un rôle de liant pour agglomérer les particules dans des éléments plus larges, en graphite : des structures prismatiques ou bien des boulets (pebbles). La résultante est un combustible ayant d’excellentes propriétés mécaniques et thermiques, dont privilégié pour les HTR.

Les Réacteurs à Haute Température

Principes

Les HTR, pour High Temperature Reactors sont un concept lequel, à l’instar de celui des réacteurs refroidis au sodium, est à la fois passéiste (5 HTR ont produit de l’électricité par le passé sur 3 continents) et futuriste : c’est un des concepts de « Génération IV ».

Le principal atout de ces réacteurs est donc, comme leur nom l’indique, leur haute température de fonctionnement. Celle-ci permet non seulement un rendement élevé pour la production d’électricité, mais permet aussi des applications non-électrogènes : production de dihydrogène, de chaleur industrielle…

Un cœur de HTR est composé de très nombreux prismes ou de boulets, eux-mêmes agglomérant d’innombrables particules TRISO. Nous en venons donc à un cœur composé de milliards de particules ce qui a, sur le papier, un gros avantage, et un gros inconvénient. Dans l’ordre :

  • La composition du cœur peut être adaptée à l’infini, entre différents matériaux fissiles, fertiles, absorbants, s’accommodant de n’importe quel cycle du combustible. De notre classique cycle Uranium 238 / Plutonium 239 au fantasmé cycle Thorium 232 / Uranium 233, lequel n’est pas exclusif aux réacteurs à sels fondus, comme l’on peut parfois l’entendre et le lire.
  • Avec une centaine de milliards de particules dans un même cœur, le contrôle de la qualité de leur fabrication est excessivement chronophage en comparaison avec les actuels crayons de combustible (quelques dizaines de milliers par cœur).

Historique

À la première heure, trois HTR utilisant la particule TRISO furent réalisés. En premier lieu, une coopération internationale donna naissance à Dragon, implanté au Royaume-Uni, avec une puissance thermique de 20 MW. Dragon a volé fonctionné de 1964 à 1975.

Les USA et l’Allemagne suivirent le pas, respectivement avec Peach Bottom (115 MW thermiques, 40 MW électriques) et AVR (46 MWth, 15 MWe). Tous deux démarrèrent en 1966 ; le premier stoppa son activité en 1974 et le second en 1988.

J’ouvre une parenthèse sur un usage particulier des HTR. Je mentionnais précédemment la mise à profit des hautes températures pour la production d’hydrogène ou de chaleur industrielle… Mais il y a un autre domaine très spécifique qui serait intéressé par la combinaison de la densité d’énergie du nucléaire et l’atteinte de hautes températures… C’est le spatial.

Tous les réacteurs conçus pour le moteur-fusée-nucléaire NERVA, du petit Kiwi 1 de 70 MWth au PHOEBUS 2A de 4300 MWth en passant par le PEEWEE de seulement 515 MWth mais atteignant la température record de 2750 °C, tous sont des concepts de HTR.

Mais revenons à l’électronucléaire. Après les prototypes Dragon, Peach Bottom et AVR, il était temps de passer à l’échelle industrielle.

En 1974 démarra le réacteur américain de Fort Saint-Vrain (dont l’architecture fut d’ailleurs en partie repompée sur les réacteurs UNGG français de Saint-Laurent-des-Eaux). Sur sa fiche technique, 842 MWth, 330 MWe. Puis, en 1983 en Allemagne, le THTR : 750 MWth, 300 MWe (notez le rendement de 39% là où les réacteurs à eau de l’époque atteignaient 33%, et aujourd’hui atteignent laborieusement 37%). Ces deux réacteurs furent mis à l’arrêt définitif en 1989. Fort Saint-Vrain est, depuis, démantelé et ses installations non nucléaires ont été reconverties en centrale à gaz naturel.

Ces réacteurs connurent, vous l’aurez constaté, un succès aussi fulgurant que leur mort industrielle, avec au plus 15 ans de fonctionnement à Fort Saint-Vrain, avec un facteur de charge moyen de 30%. Ce réacteur fonctionnait mal et coûtait trop cher pour être rentable, ce qu’on ne demandait pas aux prototypes, mais que l’on attendait de ce modèle industriel. Quant au THTR, c’est la politique allemande qui signa sa mort (les auteurs du livre dont je tire tout ceci établissent un parallèle avec Superphénix à ce titre).

Récapitulatif : atouts et faiblesses du combustible TRISO

De ce combustible, on notera, en sa faveur:

  • Le haut rendement et les hautes températures qu’il permet,
  • Sa robustesse mécanique et thermique, sa très forte inertie thermique, et sa stabilité chimique du fait du refroidissement à l’hélium, et donc un réacteur globalement extrêmement sûr et permissif,
  • Sa compatibilité avec tous les cycles de combustibles,
  • Sa faisabilité démontrée et le fait que les limites furent poussées très loin via le programme NERVA,
  • Son intérêt remarquable dans les applications non électrogènes.

En revanche, on pourra lui reprocher :

  • Sa faible densité de puissance, et donc la nécessité d’atteindre des tailles de chaudières très conséquentes, avec un impact très à la hausse sur le coût de la chaudronnerie et du génie civil (certains projets abandonnaient en conséquence l’enceinte de confinement),
  • Sa sûreté, étant donné qu’exclure en totalité ou quasi-totalité le risque de fusion (en tout cas jusqu’à une certaine puissance) ne suffit pas à garantir la maîtrise de tous les risques : par exemple, une arrivée d’eau provenant du circuit secondaire était susceptible de provoquer une très forte corrosion des structures, une brutale montée de réactivité de la réaction en chaîne, ou une vaporisation rapide au contact du combustible brûlant et donc d’une très importante surpression dans le circuit, potentiellement dommageable pour son intégrité,
  • Le fait qu’aucun prototype ne fut un succès industriel.

Enfin, on notera que sa compatibilité avec tous les cycles du combustible, un atout indéniable dans le cadre de la Génération IV, se heurte à une limite technique : les procédés de retraitement qui permettraient de fermer le cycle (pratiquer le recyclage) n’existent pas encore. À défaut, il est envisagé d’aller chercher de très hauts taux de combustion, c’est à dire des valeurs très élevée d’énergie tirée de chaque gramme de combustible, et donc des quantités de matières valorisables faibles dans le combustible usé : le recyclage n’aurait donc plus grande utilité.

Le retour dans l’actualité

Contrairement à mes impressions initiales, il s’est avéré que l’apparition du TRISO dans l’actualité n’était pas une curiosité inexpliquée : il y avait bien eu du mouvement dans l’industrie nucléaire, américaine en l’occurrence, à ce sujet.

L’entreprise X-Energy développe un HTR de 200 MWth et, depuis 3 ans, produit du combustible TRISO à petite échelle. En attendant leur propre réacteur, ils viennent de signer un contrat pour exporter leur combustible au Japon.

Il s’y trouve un HTR de recherche de 30 MWth de 1998, arrêté après le séisme de Tohoku, mais qui est en bonne voie pour redémarrer prochainement.

Par ailleurs, une autre entreprise américaine, BWXT, le seul producteur historique de combustible TRISO à grande échelle, annonce reprendre bientôt la production qu’il avait stoppé.

Ce redémarrage doublé d’une augmentation de la capacité de production serait financé par plusieurs organes institutionnels US, qui s’y intéressent à des fins de recherche, mais surtout d’applications spatiales et militaires (des réacteurs mobiles).

L’usine de retraitement de la Hague

À l’instar de François-Marie Bréon…

J’ai eu l’opportunité de visiter cette usine comme touriste industriel.

Implantation

Pour le cadre, déjà : l’usine de la Hague, se situe… Dans la Hague, c’est-à-dire l’extrémité nord-ouest du Cotentin, département de la Manche, 15 km de Cherbourg et de la centrale nucléaire de Flamanville. Un gros bloc industriel de 220 Ha, 180 m d’altitude, et des cheminées de 100 m.

Localisation de la Hague en France
Vue Est-Ouest de l’usine

Il s’agit d’une usine de retraitement du combustible usé, comme il en existe une poignée dans le monde (Rokkasho au Japon, Sellafield – bientôt à l’arrêt – en Grande-Bretagne, et Mayak – plus militaire que civile – en Russie). Mais ce n’est PAS un site de stockage de déchets.

En revanche, juste à côté, il y a le Centre de Stockage de la Manche (CSM) de l’ANDRA, l’Agence Nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs, qui stocke en surface environ 500 000 m3 de déchets de faible et moyenne activité à vie courte sur 10 hectares, soit presque un tiers de tous les déchets radioactifs actuellement en France.

Localisation du CSM et de l’usine

Le site est actuellement fermé et en surveillance : il a été rempli entre 1969 (fin des immersions en mer) et 1994. Depuis, il est relayé par le Centre de Stockage de l’Aube (CSA). Un de ces jours j’irai m’inviter au CSM et je ferai un thread dédié, mais revenons à l’usine.

Activités

C’est une usine de retraitement du combustible nucléaire usé. En deux mots, le combustible des réacteurs EDF est initialement sous la forme de « crayons » (des tiges en métal de 4m de long par 1 cm de diamètre) remplis de dioxyde d’uranium enrichi.

Crayons de combustible

Après quelques années en réacteur, les gaines en métal sont dégradées, et surtout, la matière à l’intérieur s’est diversifiée : on a toujours un bon 94-95% d’uranium très peu enrichi, ainsi qu’environ 1% de plutonium, et le reste de « produits de fission ». On les appellera respectivement U, Pu et PF dans la suite, pour faire court. Les PF représentent une très grande diversité d’éléments, un bon tiers du tableau périodique s’y balade. Sous forme gazeuse ou solide, ils sont généralement très radioactifs, à demi-vies dans l’ensemble plutôt courtes.

Le contenu du combustible usé

La fonction de l’usine, c’est de séparer tout ça. Découper et dissoudre les crayons pour avoir d’un côté le plutonium que l’on enverra dans une autre usine pour le recycler ; d’un autre côté l’uranium qu’on envoie en entreposage pour recyclage dans le futur. Et puis, enfin, les déchets : les gaines des crayons et autres structures métalliques, qu’on va compacter et conditionner et qui formeront des déchets de Moyenne Activité à Vie Longue (MAVL) destinés à Cigéo et puis les PF (et autres résidus) qu’on va vitrifier, conditionner également, pour faire des déchets de Haute Activité (HA), également destinés à Cigéo.

Prototype d’alvéole de stockage de déchets MAVL dans le laboratoire ANDRA / CMHM

À la marge, comme dans toute industrie nucléaire, vont être produits des déchets d’exploitation de l’usine, généralement de faible ou très faible activité gérés par l’ANDRA dans ses centres de stockage en surface.

Historique

Un peu d’historique de l’usine, à présent : les fondements du retraitement se trouvent dans les intérêts militaires. Les premières extractions de plutonium, à l’usine UP1 de Marcoule (Gard), n’avaient pas pour but de recycler ce plutonium dans des réacteurs, m’voyez.

Les ambitions nucléaires militaires de la France sous De Gaulle

Après quelques années, il a été décidé de construire une jumelle à cette usine, l’usine UP2, dans la Hague, démarrée en 1967. À l’époque, tout ça, c’était géré par le CEA, le Commissariat à l’Énergie Atomique, et c’est du combustible de réacteur « uranium naturel – graphite – gaz » (UNGG) que l’on retraitait.

La Boule de Chinon, premier réacteur UNGG d’EDF

Dans les années 80, l’usine UP2 a été adaptée pour aussi traiter du combustible de réacteur à eau, qui font le parc actuel. À des fins civiles, cette fois. Puis, la France a cherché à vendre son savoir-faire à l’étranger. Et c’est ainsi que le Japon et quelques autres pays minoritaires (Allemagne, Belgique, Pays-Bas, Suisse, Suède) financèrent l’usine UP3, toujours à la Hague, dédiée au retraitement de combustible de réacteur à eau étrangers. Elle était en capacité de traiter 800 tonnes de combustible par an, contre la moitié pour UP2. Exploitée non plus par le CEA, mais par la Cogema : la COmpagnie Générale des MAtières nucléaires.

Et en parallèle, la Cogema construisait pour la France, au même endroit, une jumelle à l’usine UP3. L’usine UP2 fut renommée UP2-400 (pour 400 tonnes, sa capacité annuelle), et la jumelle d’UP3 fut baptisée UP2-800. Quant à UP2-400, elle s’arrêta progressivement à la fin des années 90, début 2000… Peu avant que la Cogema ne devienne AREVA.

Et voilà où nous en sommes aujourd’hui : deux usines d’une capacité de 800 tonnes/an chacune, aujourd’hui affectées surtout au parc français bien que subsistent quelques clients étrangers. Et l’exploitant est désormais non plus AREVA mais Orano.

Vous connaissez toutes les grandes lignes concernant ces usines, maintenant, je vais rentrer dans les quelques points de détails, au fil de la visite que nous avons faite.

Déchargement du combustible

Celle-ci a commencé par l’atelier de déchargement à sec du combustible. Le combustible usé, très chauffant, très irradiant, voyage par train jusqu’à Valognes, à quelques kilomètres, puis en camion jusqu’à l’usine (ou camion direct depuis Flamanville).

Pour préserver l’intégrité du combustible et donc les populations, ils voyagent dans ce qu’on appelle des « chateaux » : des conteneurs blindés prévus pour résister à la plupart des agressions envisageables sur le trajet, et évacuer la chaleur produite.

Emballage de transport

Et c’est clairement nécessaire, le combustible atteignant un bon 300-400 °C pendant le transport. En gros, chaque emballage de 100 tonnes embarque environ 10 tonnes de combustible – une douzaine « d’assemblages ».

Oh, et ce surdimensionnement, outre la protection physique, sert aussi à l’atténuation des raisonnements, ce qui est quand même pas mal : d’une dose mortelle en quelques secondes au contact du combustible, on tombe à maximum 1 mSv/h au contact du conteneur. (Soit quelques dix-millièmes de la dose mortelle en une heure, même si ça reste assez élevé pour souhaiter tenir le public à une certaine distance).

Dans cet atelier de déchargement, outre tous les contrôles de radioactivité, de contamination, etc… qui s’imposent, les emballages sont accostés en étanche à une « cellule blindée » munie de nombreux hublots, d’un pont, de bras téléopérés…

Cellule de déchargement à sec du combustible

À noter qu’il existe un autre atelier de déchargement, sous eau celui-ci. Avantage : plus polyvalent, compatible avec différents format de combustible. Inconvénient : faible cadence.

Dans l’atelier à sec, le combustible est extrait, contrôlé (état, étanchéité, taux de combustion), refroidi dans un puits dédié, puis transféré en eau dans un « panier » muni de 3×3 ou 4×4 rangements, avant que le panier ne soit lui-même déplacé… Dans les piscines.

Piscines d’entreposage

Ces piscines, au nombre de quatre, suscitent énormément de fantasmes. Coupons court à quelques idées reçues, déjà :

  • Non, on n’y entrepose pas des déchets, pas vraiment, mais du combustible usé, avant de le retraiter ; il y passe quelques années, 5 ans typiquement.
  • Non, elles n’ont pas vocation à durer éternellement « en attendant qu’on sache quoi faire », puisque le combustible qui y est a vocation a être traité tôt ou tard, à part peut-être le MOx, on y reviendra.
  • Non, ce ne sont pas de simples « hangars agricoles » vulnérables au moindre drone comme l’affirme souvent Greenpeace.
  • Et non, elles ne débordent pas. Elles sont certes très remplies, à près de 90% de leur capacité qui est occupée par du combustible en entreposage. Avec un risque de saturation réel, mais pas imminent. Je développe.

À fin 2016, les piscines entreposaient 10 000 tonnes de combustible, quasiment que du EDF (les contrats étrangers sont marginaux), pour 14000 tonnes autorisées. Mais c’est plutôt en « emplacements libres » qu’on va compter. 2800 paniers peuvent être entreposés en tout.

Disponibilité typique d’une piscine. Source.

Environ 200 sont occupés par des déchets d’exploitation (résines de filtration, notamment) en attente de conditionnement, et 2400 par du combustible. Restent seulement 200 emplacements libres, soit environ 1000 tonnes de combustible.

Or, EDF produit 1200 tonnes par an de combustible usé, dont environ 1100 retraités. Le reste correspondant au Mox (combustible recyclé) usé qu’il n’est pas prévu de re-recycler à court ou moyen terme. Donc le calcul est vite fait, y’a encore de la place pour 10 années, + ce qui pourra être libéré en conditionnant ces déchets d’exploitation qui prennent de la place.

10 ans, c’est pas énorme à l’échelle de temps du nucléaire, ça justifie vigilance et prise de mesures (et c’est déjà le cas depuis 4 ou 5 ans), mais c’est pas un débordement actuel ni même imminent. Voilà pour les faits.

Cisaillage, dissolution, procédé chimique

La visite est censée suivre le sens du procédé de retraitement. Mais ne pouvant pas tout faire dans un temps fini, on n’a pas visité les atelier de découpe et dissolution du combustible, ni les ateliers chimiques (séparation de l’U, du Pu et des PF). Je doute qu’il y ait grand-chose à voir dans ces derniers de toute façon. Du coup, on a enchaîné directement avec la fin du procédé de retraitement : l’atelier de vitrification des PF.

Vitrification

Il y a deux ateliers de vitrification, un dans chaque usine UP2-800 et UP3, nommés R7 et T7 – d’où le nom donné au verre constituant les déchets radioactifs, verre R7T7.

Chaque atelier est muni de trois chaînes de vitrification. Une chaîne, c’est une série de cuves d’entreposage, de roues doseuses (pour envoyer les bonnes quantités de verre, de PF…), un calcinateur (pour assécher les PF initialement sous forme d’acide dissout), puis un pot de fusion pour fondre le verre et incorporer les PF à la matrice de verre, couler le tout dans un colis (un fût inox épais et standardisé), le décontaminer, le contrôler, souder le couvercle, et refroidir le tout.

Schéma du procédé de vitrification en pot de fusion

Le refroidir parce que déjà, à la coulée, on a du verre liquide à plus de 1000 °C, mais en plus on a une énorme concentration de radioactivité qui envoie jusqu’à 4 kW de chaleur.

Revenons sur le procédé de fusion. Cinq des six chaînes sont identiques : le verre, sous forme de poudre, tombe dans une sorte de grosse marmite, chauffée par induction, jusqu’à atteindre le point de fusion du verre. On y incorpore progressivement les PF, les fines (des particules métalliques récupérées à la dissolution qui ne daignent pas se dissoudre et donc acheminées séparément du reste jusqu’à la vitrification), on agite le tout, puis on coule.

Mais l’une des chaînes est plus exotique, c’est le procédé de fusion en creuset froid. Dans cette chaîne, tout est identique, sauf le pot de fusion, la « marmite », qui est remplacée par quelque chose de bien plus sophistiqué et habile.

Ce n’est plus la marmite qui est chauffée par induction, mais une sorte d’anneau métallique déposé sur le verre en poudre. Il fond sous l’induction, fait fondre le verre autour de lui… Et le verre fondu est lui-même un bon conducteur électrique, sensible à l’induction. Une fois l’anneau métallique fondu, c’est alors le verre, directement, qui est chauffé par induction, et pas la marmite qui est, elle, refroidie. Si bien qu’alors que tout le verre fond, il reste, le long des parois, une couche de verre qui ne fond pas, grâce au refroidissement des parois : le creuset froid.

Vu que le verre fondu n’est pas directement au contact de la marmite mais séparé d’elle par cette couche de verre figé, la durabilité du récipient est augmentée et on peut s’autoriser des températures plus élevées, pour traiter certains PF « historiques » incompatibles avec les températures des pots de fusion ordinaire.

Premier entreposage des verres

Une fois les « colis » de verre tous propres, tous prêts, et ramenés à une température décente (ils balancent toujours 4 kW par contre, hein !) ils sont transportés dans un hall d’entreposage – c’est là que François-Maris Bréon fait le malin sur sa photo.

Les ateliers R7 et T7 comportent chacun un hall, de capacités respectives de 4500 et 3600 conteneurs, refroidis par ventilation mécanique. Entre 2012 et 2016, l’usine a produit entre 600 et 1100 colis, avec une moyenne d’environ 900 (source).

Donc ces halls R7 et T7 ont une capacité de 9 ans de production seulement à eux deux, mais je reviendrai sur la question des capacités d’entreposage des déchets vitrifiés après.Donc ces halls R7 et T7 ont une capacité de 9 ans de production seulement à eux deux, mais je reviendrai sur la question des capacités d’entreposage des déchets vitrifiés après.

Je voulais juste insister sur un point, une réflexion que l’on s’est faite pendant la visite… Le hall où se tient fièrement François-Marie sur cette photo, il est très légèrement souterrain. En gros, les déchets doivent être entre 5 et 30 m sous le niveau zéro de l’usine. Et destinés à y rester quelques années seulement. Donc c’est EXACTEMENT de l’entreposage en sub-surface tel que le réclament Greenpeace, EELV etc. L’entreposage en subsurface, on y est déjà. Ce que revendiquent ces écologistes, c’est de ne rien faire, laisser les choses en l’état, ou dans un état identique, et continuer à exploiter de telles installations génération après génération. Par opposition, rappelons-le, au projet Cigéo qui consiste à mettre en œuvre une solution définitive qui décharge les générations futures – d’ici un siècle, certes – de la charge de nos déchets.

On ne dira jamais assez à quel point ils sont incohérents… Mais revenons à nos capacités d’entreposage… on va faire le point sur les capacités d’entreposage de déchets vitrifiés, parler un peu d’un grand chantier en cours sur l’usine, et puis partager quelques pistes pour creuser plus loin ces sujets.

Revenons aux capacités d’entreposage de verre. Deux halls T7 (que nous avons visité) et R7, avec 9 ans de capacité, c’est clair, c’est insuffisant. Donc en fait, les déchets n’y font qu’un séjour transitoire.

Second entreposage des verres

Après environ 5 ans, leur puissance est descendue sous 2 kW par colis. Ils sont alors ressortis et amenés dans des installations d’entreposage à l’Est de l’usine. Très semblables aux halls précédents, à ceci près qu’ils sont ventilés par convection naturelle.

Ces installations d’entreposage complémentaires sont constitués de deux bâtiments connexes, et d’un troisième en construction, très remarquables par la géométrique de leurs cheminées.

Le premier, EEV/SE (Extension Entreposage Vitrifiés Sud-Est), est muni de deux « fosses » de 4500 emplacements à elles deux. 5 ans de production (source).

Le deuxième, EEVLH (Extension Entreposage Vitrifiés La Hague) est muni de deux fosses de 4200 emplacements chacune. Presque 10 ans de production.

Et le troisième, EEVLH2, sera à l’identique de EEVLH.

Maquette de EEV/SE, EEVLH et EEVLH2 regroupés

C’est pas gros du tout. Pour rappel, on parle d’un volume de déchets correspondant au cube rouge dans ce fameux thread de @laydgeur :

La superficie d’EEVLH et EEVLH2, c’est environ 1000m² chacun (supposons autant pour EEVSE). Ils descendent à 30 m sous le niveau du sol, et montent jusqu’à +40m avec les cheminées. Si je répartis le cube rouge de Laydgeur sur la surface des 3 bâtiments, ça donne ça :

3500 m3 de déchets HA répartis sur 3000 m²
Vue à l’échelle de l’usine

Et pour rappel, la grande étendue herbeuse à l’Est de l’usine, ce sont le tiers des déchets nucléaires français. Donc on est vraiment sur des volumes minimes pour ces vitrifiés – même en répartissant sur une surface permettant leur bon refroidissement.

Par contre, nous n’avons pas visité ces halls, donc je vais reprendre le fil de ma visite. On a fait un détour par une installation de formation, où l’on a pu voir des maquettes à échelle 1 de plusieurs équipements centraux, et jouer avec les télémanipulateurs, c’est-à-dire les bras opérés à distance qui permettent d’effectuer la maintenance dans les salles où la radioactivité est trop forte pour y faire entrer du personnel. Comme la cellule de déchargement du combustible ou celle de vitrification.

Exemple de télémanipulation dans une installation que je n’identifie pas.

NCPF

Et le clou de la visite, le chantier NCPF, pour « Nouveaux Évaporateurs de Produits de Fission ». Pour expliquer ça, je reviens un peu sur le procédé chimique de l’usine.

Pour rappel, la fonction de l’usine est de récupérer l’U et le Pu et envoyer les PF à la vitrification. Or, après séparation de l’U et du Pu, il y a un volume assez conséquent de PF dissouts dans l’acide. On va donc chercher à les concentrer pour réduire le volume. Et pour ça, on utilise des équipements qu’on appelle évaporateurs, dont le principe est assez simple : on chauffe, l’acide bout, s’évapore, les PF restent, et du coup la concentration augmente.

Or, les évaporateurs utilisés pour ça ont souffert de sacrés problèmes de corrosion découverts au début des années 2010, de mémoire. L’épaisseur de leur parois s’est montrée bien plus faible que prévue à cette date, et il a fallu décider de leur remplacement plus tôt.

Et ce remplacement est en cours dans de nouveaux bâtiments en cours de construction et rattachés aux usines UP3 et UP2-800. Et on a bénéficié d’un excellent timing : les nouveaux évaporateurs sont en place dans leurs nouveaux locaux, mais les murs en béton armé n’ont pas encore été terminés, donc on a pu voir les équipements en place avant qu’ils ne soient définitivement emmurés.

Modèle d’un évaporateur de PF
Représentation des trois évaporateurs et des cuves d’alimentation dans leur environnement industriel.

Ainsi s’achève la visite, et ce thread. Un grand merci à @OranolaHague pour la visite ; à @fmbreon pour l’avoir rendue possible et m’avoir invité, aux autres visiteurs pour la très agréable compagnie, et au climat cotentinois pour sa tendresse ce jour là.

Pour aller plus loin…

Non, une telle visite n’est pas possible pour le public, c’était vraiment quelque chose d’exceptionnel. EDF fait de nombreuses visites de ses centrales pour le public, car il y a de multiples choses à voir dans les centrales même hors zone nucléaire. À l’usine de la Hague, tout ou presque est zone nucléaire… Bien plus délicat en termes logistiques et réglementaires.

J’insiste sur le fait que les halls d’entreposage des déchets n’ont pas vocation à être définitifs. Les déchets vont y rester quelques décennies, mais devraient commencer à partir vers Cigéo à compter de 2030-2035.

Pour en savoir plus sur le contexte industriel du retraitement, je vous renvoie vers cette série de billets sur le Cycle du Combustible nucléaire.

Concernant les rejets radioactifs souvent dénoncés de cette usine, quelques éléments.

Sur d’autres attaques courantes des antinucléaires à l’encontre de l’usine, le premier billet de ce blog.

Sur le futur stockage géologique des déchets.

Sur l’enfouissement en subsurface des déchets.

Et s’il y a d’autres questions, les commentaires du blog sont ouverts, mais rarement consultés ; je vous recommanderai plutôt Twitter.