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 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).

Le plus gros accident nucléaire français du XXIè siècle

J’ai souvent eu l’occasion d’ironiser, ou de déplorer, l’emballement médiatique au moindre ventilateur qui chaufferait un peu trop dans une centrale nucléaire. Alors que, naturellement, quand tout se passe bien, le désintérêt des médias est total.

Sur ce dernier point, le journaliste Denis Desbleds du Courrier Picard m’a fait la surprise de me donner tort. Suite à une violente tempête sur la Normandie, il a publié un article au sujet de la centrale de Penly pour dire que… Tout allait bien en dépit de la tempête.

J’ai partagé sur Twitter mon plaisir de me tromper sur ce point. Ce à quoi beaucoup réagirent par de fausses Unes excessivement alarmistes, alors m’est venu l’envie de partager auprès de tous un événement datant de trois ans plus tôt. Celui-ci, somme toute anodin, avait fait l’objet d’un emballement médiatique laissant presque supposer un accident majeur.

9 Février 2017. Milieu de semaine.

Consommation électrique nationale élevée (79 GW à 9h30, presque 82 GW à la pointe de 19h). Peu de vent, entre 1000 et 2500 MW sur la journée. Peu d’eau dans les barrages. La consommation est couverte par le nucléaire (54 GW) et le gaz, le fioul et même les importations.

Et dans ce contexte, soudainement, 1300 MW de nucléaire se sont effacés avec un arrêt d’urgence sur l’un des deux réacteurs de la centrale de Flamanville. Que s’est-il passé ?

Probablement rien de moins que la fin du monde, à en lire la presse.

Je crois qu’il y a eu une explosion dans la centrale nucléaire.

Et peut-être un petit mouvement de panique.

Ou en tout cas un bon travail de préparation pour s’assurer de surfer sur une éventuelle vague de panique.

Y’en a des pages et des pages comme ça… Et dans les faits ? Un ventilateur (pour ventiler une machinerie, hein, pas un ventilo pour se rafraîchir) a clamsé en salle des machines (zone industrielle conventionnelle, non nucléaire).

Équipement sans importance pour la sûreté, mais dégagement de fumée qui a légèrement incommodé 5 employés (oui, voilà les 5 blessés), et conduit à l’arrêt immédiat du réacteur. Et il semblerait qu’aient été rapportés un ou plusieurs témoignages d’une détonation du ventilo.

Alors ça peut tout vouloir dire, mais voilà comment on se retrouve à alarmer toute la France pour un incident industriel complètement quelconque (à part l’impact sur la prod électrique, à la limite). Live-tweets et compagnie, hein ! Grande folie !

Et puis derrière, lorsque la presse locale essaye d’en savoir plus dans le courant de la journée, qu’ils ne trouvent personne dans la centrale qui ait été stressé (par contre j’vous parle pas des familles) ou même qui ait entendu quoi que ce soit… Bah la réaction des journalistes et des employés devant cette explosion médiatique (bien réel, elle), elle est assez unanime.

Mais n’essayez pas de caricaturer les médias quand il s’agit d’en faire des tonnes sur un crayon qui tombe par terre dans une centrale nucléaire. Vous n’serez pas à la hauteur des professionnels.

Bonus.

Pas l’même emballement médiatique heureusement, mais rendez-vous compte quand même : y’a un sèche-main qui a fumé dans les toilettes.

Déchets #6 La France, poubelle du monde ?

Dans un documentaire diffusé en prime à la télévision, portant sur l’économie du nucléaire, on a pu entendre Nicolas Hulot dire que la France réceptionnait des déchets nucléaires étrangers, officiellement temporairement. Mais, qu’en raison d’un contentieux avec le Japon, on serait condamnés à garder à notre charge les résidus radioactifs appartenant au Japon.

En effet, le retraitement en France de combustible nucléaire étrangers est une pratique presque aussi ancienne que le retraitement lui-même.

Depuis 1991, la loi française impose que les déchets issus des combustibles usés étrangers soient retournés dans le pays d’origine. Mais pour les contrats antérieurs, et bien, ça dépendait des contrats, s’ils incluaient ou non une clause de retour des déchets.

Ainsi, la France a traité dans les 1600 tonnes de combustible étranger (réacteurs à eau légère, eau lourde, graphite, réacteurs de recherche…) sans clause de retour de ces déchets, donc dont le retour doit être négocié à posteriori, en raison de la loi.

C’est à rapporter à environ 13 000 tonnes de combustibles étrangers traitées en France et 25 000 tonnes de combustible français (borne inférieure, si je n’en ai pas oublié en route), pour relativiser.

Mais voilà, ça fait bien des déchets qui appartiennent à des pays étrangers à qui on avait dit qu’on gardait les déchets avant de changer d’avis suite à une évolution du cadre législatif. Donc faut re-négocier à posteriori.

Les déchets de haute activité, on a commencé à les retourner aux clients étrangers à partir de 1995. On a commencé par le plus pénible et ce qui prend le plus de place, et en fait, on a déjà quasiment fini : de quoi se plaint Hulot ?

Nota : une partie des déchets néerlandais a été expédiée depuis le tracé de ces graphiques.

Et, dans l’absolu : si y’a un pays qui pose problème dans cette histoire, ben c’est la France qui veut changer les contrats des années après. Donc c’est normal qu’il y ait des négociations, parfois des litiges, des contrats et des accords entre gouvernements à re-faire.

Hulot est prompt à dire qu’on est « la poubelle du monde » comme si on allait violer la loi française, les directives européennes et les accords internationaux, mais ça a l’air de l’emmerder qu’on doive discuter avec les clients pour faire les choses proprement ? Que veut-il ?

D’autant plus que, on l’a vu, on a déjà retourné à quasiment tout le monde les déchets de haute activité. Il n’y a que pour l’Italie qu’il y a un point d’interrogation : 67 colis dont le retour n’est pas encore programmé.

Et concernant les déchets de moyenne activité, tout ce qui n’a pas été retourné, il est déjà prévu de le renvoyer. Sachant qu’on n’a commencé qu’en 2009. Exception toutefois, encore, pour l’Italie.

Les deux nuances de rouge sont un bug d’affichage, toute cette proportion est bien constituée de déchets français

Qu’en est-il du Japon à qui Hulot s’en prend un peu facilement ? Il y a deux usines en service à la Hague. Ce sont eux qui ont financé une grande partie de l’une de ces deux usines ! Et ils ont construit une quasi-jumelle chez eux.

Donc vous comprendrez qu’il est difficile d’imaginer qu’ils refusent les déchets qu’ils ont eux-même demandé à produire et produisent eux-mêmes. En fait leur cas est simple : on a commencé à retourner les colis compactés en 2009, et en 2011, paf, Fukushima. À la suite de quoi ils ont opéré un nécessaire chamboulement de leur organisation de la sûreté nucléaire, en passant d’un régulateur très conciliant à une autorité implacable. Et il n’y a pas que les réacteurs qui prennent cher. Ils doivent aussi mettre à de nouvelles normes draconiennes les bâtiments d’entreposage des déchets. Par exemple. Au hasard.

Du coup, à mon avis, ils ne font pas de difficultés, je doute qu’il y ait contentieux, je pense juste qu’ils demandent du temps. Et je ne serais pas surpris qu’Orano la Hague soit très satisfaite de se faire payer pour entreposer les déchets plus longtemps. Autant les Hautes Activités, ça bouffe de la place, autant les Moyennes Activités, ça s’entasse bien.

À mon avis, si contentieux il y a, c’est avec l’Italie. Du coup, Monsieur Hulot, pensez à remercier les antinucléaires très forts chez eux 🙂

Pour transférer des colis de déchets entre pays, il faut définir une spécification des colis entre les clients et les autorités de sûreté. Pour les déchets de haute activité, ces spécifications existent avec la plupart des pays. Instruction en cours en Espagne. Et… Le processus est lancé en Italie. C’est déjà ça, mais il serait temps ! Donc Hulot a peut-être raison en mentionnant des contentieux, mais :

  • Cible le mauvais pays, je pense
  • Se trompe quand même quand il dit que les déchets vont rester en France

Et pour les moyenne activité, spécification approuvée en Belgique, Suisse, Pays-Bas, Allemagne ; processus en cours pour le Japon, l’Espagne et l’Italie.

À noter que l’Italie n’apparaissait pas dans les contrats « sans clause de retour », donc dans leur cas, il a toujours été question de leur retourner les déchets. Et les accords inter-gouvernementaux prévoient fin 2025 au plus tard.

Astrid et la filière sodium

Principes, contexte

Bien que le bruit courait très distinctement depuis déjà des mois, en août 2019 fut officiellement annoncé l’abandon du projet de réacteur ASTRID. Ou, plus exact, son report à la seconde moitié du siècle, ce qui sonne, dans une perspective politique, comme un abandon.

ASTRID, pour Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration, c’était un projet de petit réacteur électronucléaire pour la recherche. 600 MW dans son concept initial (à comparer aux 900 MW des plus petits réacteurs d’EDF en service), puis réduit en cours de projet à 200 MW pour des motivations, essentiellement, de coût.

C’était, par ailleurs – et surtout – un réacteur à neutrons rapides (RNR), refroidi au sodium liquide (RNR-Na). Un descendant des réacteurs Rapsodie, Phénix et Superphénix. On peut d’ailleurs, de par sa localisation et sa puissance, en parler comme un descendant direct de Phénix.

Ces réacteurs sont ceux sur lesquels s’est achevée, sur ce blog, la série de billets sur le cycle du combustible.

En bref : dans les réacteurs actuels du parc français, le combustible nucléaire après usage est retraité pour en séparer les constituants, récupérer les matières valorisables, et en particulier le plutonium. Ce dernier est alors utilisé pour produire du combustible recyclé, le MOx, qui représente environ 10% de la consommation française de combustible nucléaire.

En revanche, ce MOx, après usage, n’est, lui, pas retraité. La qualité du plutonium se dégrade au fur et à mesure des passages en réacteurs, et dans les réacteurs du parc actuel, la limite est atteinte après un seul recyclage (des recherches sont en cours pour envisager de les repousser à deux recyclages, sous conditions).

Les RNR, eux, ne sont pas concernés par la dégradation du plutonium, dont il s’accommodent très bien. Ils offrent donc la possibilité de recycler indéfiniment le plutonium, tout en étant eux-mêmes producteurs de plutonium (au besoin, ils peuvent en produire plus qu’ils n’en consomment, n’ayant pour cela besoin que d’uranium appauvri dont les quantités entreposées sont déjà colossales).

Autrement dit, les RNR pavent le chemin vers une économie circulaire quasiment totale de la matière nucléaire. Pour ne rien gâcher, comparés à nos réacteurs actuels, ils produisent également moins de déchets de haute activité, affichent un meilleur rendement, et sont plus permissifs avec les usages non électriques de l’énergie nucléaire (comme la cogénération).

Les RNR-Na sont une des six filières de réacteurs identifiées au titre de la « Quatrième Génération » (ou Génération IV). Mais, de ces six filières (dont 3 à 4 sont des RNR), le RNR-Na est de loin la plus privilégiée en France et la plus avancée, technologiquement, dans le monde, avec des prototypes ayant servi ou en service dans la plupart des pays dotés d’une industrie nucléaire civile conséquente.

PaysRéacteurPuissance électrique (MW)DivergenceArrêt
KazakhstanAktau / BN-35013519721999
RussieBeloyarsk 3 / BN-6005601980En service
RussieBeloyarsk 4 / BN-8008202014En service
Royaume-UniDounreay Fast Reactor1419591977
Royaume-UniDounreau Prototype Fast Reactor23416741994
USAEnrico Fermi 16019631972
AllemagneKNK II1819771991
JaponMonju24619861995
IndePFBR470En construction
FrancePhénix23319732010
FranceSuperphénix120019851998
ChineXiapu600En construction
Ne sont présentés que les réacteurs électrogènes, sont exclus les réacteurs de pure recherche dépourvu de moyens de production d’électricité.

Revenons à ASTRID, et son abandon. L’explication de cet abandon réside dans le coût de ce réacteur. Actuellement, l’uranium ne vaut quasiment rien, donc son recyclage et l’économie circulaire en général n’ont pas d’intérêt. De fait, les industriels (EDF notamment) n’ont pas de raison d’investir dans la réalisation du prototype. Et, sans soutien public, ce dernier n’est donc pas finançable.

Si l’on peut comprendre ce simple calcul, du fait de coûts élevés pour des bénéfices apparents nuls, on peut déplorer que, dans un secteur aussi stratégique que celui de l’énergie, et aussi long-termiste que celui de l’énergie nucléaire, de telles décisions ne soient arbitrées que sous le prisme de la rentabilité à horizon proche.

Le jour viendra très vraisemblablement où la rentabilité de la filière RNR sera une certitude, mais à cette date, la France, autrefois pilote de la recherche et développement dans les RNR-Na, ne sera plus que dans un rôle de figurant.

Reste à savoir si l’on aura oublié les noms de ceux qui ont forcé la fermeture de Superphenix, encouragé l’abandon d’ASTRID, et ceux qui se sont félicités de l’un et l’autre de ces deux événements…

En chiffres

Les principes du recyclage permis par les RNR-Na sont présentés dans la première partie de ce billet. À présent, entrons dans le dur et proposons quelques chiffrages des bénéfices éventuels de la filière pour le mix électrique français.

Rappelons la composition de la matière nucléaire du combustible de nos réacteurs :

  • Avant usage, environ 4% d’uranium 235 et 96% d’uranium 238
  • Après usage, environ :
    • 1% d’uranium 235
    • 1% de plutonium (sous divers isotopes)
    • 4% de produits de fission et actinides mineurs (futurs déchets)
    • 94% d’uranium 238

J’invite le lecteur à se replonger dans la série d’articles sur le cycle du combustible, au besoin.

Aujourd’hui, est récupéré le plutonium, à hauteur de 11 tonnes par an en moyenne. Dilué dans de l’uranium appauvri, il permet de fournir 120 tonnes par an de combustible MOx, sur les 1200 tonnes de combustible consommées chaque année.

Ces chiffres expliquent que l’on entendre parfois parler de taux de recyclage de 10% (120/1200) ou de 1% (11/1200). Selon que l’on compte en quantité de matière fissile, ou en quantité de combustible (et donc en quantité d’énergie, et donc en quantité d’uranium naturel économisée).

En revanche, comme déjà rappelé en première partie, le MOx après usage n’est, lui, pas retraité.

Notons que, par le passé, l’uranium extrait lors du retraitement (URT)était ré-enrichi pour être réutilisé ; pratique stoppée en 2013 mais qui devrait reprendre durant la première moitié de la décennie 2020. Et, à l’instar du MOx, l’uranium de retraitement enrichi, après usage, n’est pas retraité.

Au bilan de tout cela, on observe que, depuis des années et durant les années à venir vont s’accumuler des réserves d’uranium appauvri (le MOx n’en consomme qu’une petite fraction de ce qui est produit), des réserves de MOx usé, et des réserves de combustible à base d’Uranium de Retraitement Enrichi (URE) usé. C’est ce que l’on appelle les « matières nucléaires » (car un usage futur est envisagé, par opposition aux « déchets nucléaires » dont aucun usage n’est prévu ou envisagé en l’état des connaissances et technologies). Ce vocabulaire défrise pas mal nos amis de Greenpeace qui, vous vous en doutez, préféreraient tout voir appelé « déchets » : ça ferait des déchets en plus gros volumes, plus dangereux, et permettraient d’oublier les perspectives du nucléaire futur. Tout bénéf’ pour leur association, ses discours et le rôle qu’elle se donne.

Notons qu’avec le report aux calendes grecques d’ASTRID, on pourrait être tenté de donner raison à Greenpeace, de se dire « bon, franchement, faut se l’avouer, on recyclera jamais tout ça, donc vaut mieux les traiter comme des déchets ». Mais… Non.

Même sans RNR, re-recycler le combustible usé, on peut le faire. Dans nos réacteurs actuels. Certes, les RNR le feraient cent fois mieux, mais on peut déjà faire quelque chose.

Déjà, comme je le disais, l’URT : on l’a recyclé par le passé, jusqu’en 2013, et on va reprendre cette pratique dans les prochaines années. L’inconvénient, c’est qu’il faut ré-enrichir dans des installations dédiées à cet URT que la France ne possède pas. Il faut donc sous-traiter l’enrichissement aux néerlandais ou, plus souvent, aux russes. C’est prévu par EDF, et ce au moins depuis le Plan National de Gestion des Matières et Déchets Radioactifs (PNGMDR) 2016-2018 :

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Information reprise dans l’Annexe 6 du rapport du Haut Comité pour la Transparence et l’Information sur la Sécutité Nucléaire (HCTISN) sur le Cycle du Combustible :

Le potentiel offert par le recyclage de l’URT permettrait de porter de 10% à 18% le taux de combustible nucléaire recyclé, voire jusqu’à 25%. Ce point est même acté et consensuel même chez les opposants au nucléaire, car repris à l’issue de la démarche de clarification des controverses en amont du débat public sur le PNGMDR 2019-2021.

Au recyclage de l’URT s’ajoute l’éventualité, annoncée plus récemment et prévue à échéance plus lointaine, de recycler le MOx usé dans les réacteurs actuels. Mais un gros travail de démonstration et de modification des réacteurs et des installations de retraitement et de fabrication du combustible est requis au préalable. Cette possibilité est également actée dans la démarche de clarification des controverses susmentionnée :

Le gain sur le recyclage serait alors de 10% supplémentaires. Ainsi, alors que le taux de combustible recyclé dans le combustible consommé par le parc actuel est actuellement de 10%, ce taux pourrait assez rapidement monter à 18%, jusqu’à même 25% et, à plus long terme, jusqu’à 35% ! Et ce, en dépit de l’abandon d’ASTRID.

Une ouverture, pour finir, sur les avantages induits par le recyclage.

Je rappelle, à toutes fins utiles, que le nucléaire offre d’excellentes performances environnementales lorsque comparé, à production égale, aux autres moyens de production électrique à notre disposition. Toutefois, au-delà de ce fait, les graphiques suivants révèlent que ces performances en premier lieu dégradées par les activités minières, et que donc, moins l’on mine, plus le nucléaire est une technologie respectueuse de l’environnement. Trivial, mais encore fallait-il l’évaluer :

POCP : Potentiel de Création d’Ozone Photochimique
SOx : Oxydes de soufre / NOx : Oxydes d’azote

Ces graphes proviennent d’une étude sur l’impact environnemental du cycle du nucléaire français et sur la comparaison entre le monorecyclage actuel et l’absente totale de recyclage. La comparaison entre ces deux modèles est présentée dans les graphiques suivants:

OTC : Once-Through Cycle (pas de recyclage / TTC : Twice-Through Cycle (monorecyclage)
HLW : High Level Waste (déchets de haute activité)
VLLW : Very Low Level Waste (déchets de très faible activité)
ILW-SL : Intermediate Level Waste – Short Lifes (déchets de faible et moyenne activité à vie courte)
ILW-LL : Intermediate Level Waste – Long Lifes (déchets de faible et moyenne activité à vie longue)

Bref, aussi surprenant cela soit-il (non), recycler est bénéfique pour l’environnement à de nombreux égards.

Et, tout aussi surprenant (non), devinez qui est au front pour expliquer qu’il faut impérativement déclasser les « matières » en « déchets » pour tuer tout progrès du recyclage ?