par Jean-Pierre Schaeken Willemaers

Il est bon de rappeler, avant d’aborder le sujet de cet article, que la priorité absolue des femmes et des hommes dénués de tout est de sortir de leur misère et pour celles et ceux qui vivent dans la précarité, est d’améliorer leurs conditions de vie. C’est vrai dans tous les pays quel que soit leur degré de développement.

Une énergie abondante, fiable et bon marché est indispensable pour atteindre ces objectifs. Celle qui est disponible localement est privilégiée aujourd’hui. Il s’agit essentiellement de l’hydraulique, du charbon, du gaz, du pétrole, et, dans une mesure nettement moindre, de la biomasse et de la géothermie.
Le cas de la Chine est significatif à cet égard. Si elle avait annoncé lors de la COP 21 en 2015 qu’elle serait, dès 2020, le premier pays en puissance éolienne et solaire, elle avait ajouté que, d’ici à 2030, elle construirait autant de centrales à charbon qu’elle en avait déjà. La position de l’Inde n’était pas fort différente. Leur pragmatisme l’emporte sur toutes considérations idéologiques.

Ceci devrait interpeller les pays « développés » sur la pertinence de leurs politiques énergétiques, dans le cadre de la transition énergétique, et, en particulier, le calendrier de leur implémentation dans les régions qui n’appartiennent pas à ce bloc.

1. Les attentes des populations 

Au sein de l’Union européenne se manifeste, sous la pression constante des récits anxiogènes des partisans de la décroissance, une tendance à s’inquiéter plus du changement climatique, attribué aux émissions de gaz à effet de serre (GES) d’origine anthropique, que des autres enjeux sociétaux.
L’Union européenne et certains États membres, chacun selon ses priorités domestiques^[1], se sont hâtés de légiférer pour réduire le plus rapidement possible les émissions de GES, sans se donner le temps d’analyser les impacts qu’une politique zéro carbone peut avoir sur l’industrie (très sensible à la disponibilité d’une énergie abondante et bon marché), sur le pouvoir d’achat des ménages, sur une éventuelle pénurie des matériaux rares nécessaires à la fabrication des équipements requis, etc.

Il n’y a pas d’urgence climatique telle qu’elle ne  permette pas à l’UE de prendre le temps d’une analyse globale des conséquences d’une politique électrique et donc énergétique sur la prospérité des pays de l’Union et sur le bien-être de leurs populations, avant d’en fixer son mix, c’est-à-dire les différents moyens de production d’électricité nécessaires pour répondre à la demande.

L’Europe a d’autant plus besoin d’une économie solide que sa population a plutôt tendance à s’appauvrir en raison de décisions irréalistes  de certains gouvernements et de la Commission européenne. L’Allemagne en est un bel exemple. Jadis le pays le plus prospère de l’UE, il se retrouve aujourd’hui affaibli, menacé par la colère de sa population depuis que son pouvoir d’achat est impacté et, le comble, grand émetteur de GES (entre autres, à cause de la fermeture totale de ses centrales nucléaires et sa conséquence : l’augmentation de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles). Pour les personnes en situation précaire, la priorité est de disposer d’un approvisionnement électrique le meilleur marché possible et bien entendu fiable, même si cela implique quelques émissions de GES (gaz à effet de serre) supplémentaires. Ce devrait être également le souci de la Commission européenne.

En matière d’énergie, la Commission européenne et certains États membres, dont les plus grands, prennent des décisions fondées sur la théorie selon laquelle les émissions de GES dues à l’activité humaine sont la cause essentielle de la crise climatique, voire des évènements météorologiques extrêmes tels que les tempêtes, les ouragans, les cyclones, les pluies diluviennes et les sécheresses catastrophiques.
C’est sur cette base qu’ils ont décidé la sortie précipitée du thermique (charbon et gaz)  et un développement massif et accéléré des productions éoliennes et photovoltaïques, les autres énergies vertes, à l’exception du nucléaire (la position de l’UE concernant ce dernier est ambigüe), n’occupant, pour l’instant, qu’une place  modeste dans le mix électrique européen. De telles décisions font peu de cas des réalités économiques et sociétales. Il eût été judicieux  de dialoguer de ces sujets avec les scientifiques qui prennent le risque de s’interroger sur le bien-fondé  du Green Deal. 

2. Évolution des technologies et de la demande d’électricité

Le tout renouvelable d’ici à 2050, cheval de bataille de l’Union européenne, implique, à cet horizon, selon les partisans de la politique zéro carbone, une pénétration très élevée et accélérée du renouvelable intermittent : l’éolien et le photovoltaïque (de très loin les sources d’électricité « verte » les plus répandues au sein de l’UE, en dehors du nucléaire).

L’accélération très importante de la production renouvelable intermittent liée à une forte croissance de la demande d’électricité (pénétration explosive du numérique, voitures électriques, etc.) soulève quelques inquiétudes fondamentales concernant :

– la gestion du système électrique à un coût socialement acceptable ; 
– les conséquences de l’intermittence : les risques de pénurie de productibles, la difficulté de contribuer à l’équilibrage des réseaux électriques (réserves R1, R2 et R3) et la nécessité de stockage d’énergie dont les technologies ne sont pas encore mûres;
– le développement parallèle des modes de moyens pilotables de production suffisants  pour assurer la sécurité de l’approvisionnement électrique en tout temps.

Enfin, la viabilité économique et même la possibilité physique de cette accélération sont questionnées, entre autres, par les tensions croissantes en matière d’approvisionnement en matériaux critiques et par les grandes difficultés rencontrées par les investisseurs européens dans l’éolien en mer face à la hausse des coûts d’entretien et de fabrication et aux goulets d’étranglement dans les réseaux électriques existants. De plus, l’acceptabilité citoyenne n’est aujourd’hui pas au rendez-vous et risque fort de ne pas s’améliorer avec la fuite en avant prônée par les promoteurs des EnR.^[2]

Voyons ce qu’il en est de manière plus détaillée.

2.1. L’éolien

Les pannes (plus fréquentes que les constructeurs ne les reconnaissent) et la durée de vie limitée des éoliennes réduisent leur productivité. Cette durée est bien inférieure aux 20, voire aux  25 ans annoncés par les fabricants. Au-delà d’une petite dizaine d’années, il s’avère moins coûteux de remplacer les éoliennes plutôt que de les rénover, en raison de la fragilité de certains de ses composants :

• l’érosion des pales due aux intempéries (pluie, grêle, foudre) pouvant aller jusqu’à la rupture,  entraînant d’importantes pertes de productivité ;
• d’autres pièces sont susceptibles de casser comme, par exemple, les ailettes des rotors des turbines ainsi que d’autres composants métalliques, à la suite de problèmes de roulements à billes. Siemens en a fait l’amère expérience. L’ampleur des défaillances d’éoliennes de sa filiale Siemens Gamesa, a entraîné un coût de remise en état estimé à un milliard d’euros.^[3]

Cette obsolescence rapide est due, entre autres, selon Damien Ernst, professeur à l’université de Liège (Belgique), à la diminution de qualité du matériel pour des raisons de compétitivité sur le marché international.
D’autre part, certains composants ne peuvent être recyclés, dont les pales qui sont souvent enfouies ou incinérées en fin de vie, ce qui est contraire à une gestion écologique.
D’ici à 2030, ce sont environ 52 000 tonnes de pales qui seront démantelées tous les ans en Europe, vu le nombre d’éoliennes en fin de vie.^[4]
Dans un même ordre d’idées, la production d’électricité éolienne n’est pas aussi verte que certains le prétendent. Elle  requiert de volumineuses fondations, dont la fabrication émet de grandes quantités de GES.

On peut craindre que les constructeurs dans une perspective de rentabilité, soient tentés de fabriquer des éoliennes de plus en plus puissantes (jusqu’à 15 MW l’unité !), leur hauteur atteignant la taille de la tour Eiffel avec des pales approchant 100 mètres. Cette course au gigantisme risque d’être catastrophique, les composants et les pales étant sollicités bien davantage par des rafales de vent statistiquement de plus en plus violentes à cause du changement climatique.^[5]

2.2. Le photovoltaïque

 Au sein de l’Union européenne, l’énergie électrique solaire est surtout photovoltaïque (l’exploitation de centrales solaires à concentration, par exemple, n’a de sens que pour les pays à très grand ensoleillement comme l’Espagne). Sa production d’électricité a connu une forte croissance ces derniers temps quoique sa part dans le mix électrique mondial reste  modeste.
La capacité installée est passée d’environ 106 GW en 2017 à 159 GW en 2021 et à 195 GW en 2022.^[6]
Tous les États membres qui  se sont lancés tête baissée dans le photovoltaïque ont dû déchanter et pas seulement les pays du nord. La production n’est toujours pas rentable sans subventions. La suppression de ces dernières en Allemagne, en Italie et en Espagne, trois pays à la pointe du renouvelable, a mis un terme à l’effet d’aubaine et a donc réduit l’attractivité de l’investissement. En outre, la Chine a inondé les marchés de cellules photovoltaïques à des prix imbattables, ce qui a provoqué la faillite de nombre de fabricants européens et la disparition de milliers d’emplois.

Coût et rendement sont les deux principaux critères de choix de la cellule photovoltaïque. Actuellement, les cellules au silicium métallique (extrait de la silice, abondante dans les sables^[7]) sont les plus utilisées. Elles constituent 95% du marché, leur rendement en laboratoire dépassant 22 % après traitement à froid.^[8]

D’autres technologies font l’objet de recherches.^[9]

Il est évident que la localisation des parcs photovoltaïques est essentielle pour sa productivité.
Ainsi, l’énergie solaire passe de 1 MWh/m²/an en région parisienne à 1,7 dans le sud de la France et 3 dans le désert du Sahara. Un panneau photovoltaïque de 15% de rendement produira donc 150kWh/m²/an à paris et 450 dans le Sahara.^[10]

C’est, entre autres, une des raisons pour laquelle le marché de l’UE est moins axé sur le développement de grandes centrales photovoltaïques (l’Espagne est une exception à cet égard) et davantage tourné vers des installations sur les toits de bâtiments. Il n’est, en effet, pas cohérent  d’en construire dans des pays à haute densité de population, ne jouissant pas de conditions climatiques favorables (un ensoleillement pas suffisamment élevé) et ne disposant pas des grandes surfaces requises panneaux  sans empiéter sur les terres agricoles et forestières (ce qui est le cas pour la plupart des États membres à l’exception des pays comme l’Espagne).
Il est logique que ce soit le marché de l’électricité photovoltaïque directement autoconsommée qui croisse le plus vite étant donné qu’il évite certains des inconvénients susmentionnés. L’Espagne n’y a pas échappé, jusqu’à présent, alors que son climat est très propice à l’efficacité de ce type de production électrique et qu’elle dispose de vastes étendues arides.

2.3. Les infrastructures et le stockage d’énergie

La production distribuée d’électricité, les flux bidirectionnels sur les réseaux électriques, l’intermittence et la variabilité d’une part croissante de la génération électrique, la sortie de la production thermique d’électricité sans remplacement par du nucléaire, etc. requiert, à partir d’une certaine pénétration du renouvelable intermittent, une adaptation de l’architecture des réseaux électriques et un stockage d’énergie (tout comme un système de communication efficace) indispensable au bon fonctionnement de systèmes électriques dynamiques. Ces deux contraintes inhérentes au renouvelable intermittent en augmentent fortement le coût.

Le stockage hydraulique, en particulier la STEP (Station de Transfert d’Énergie par Pompage)est la technologie la plus utilisée. Elle est performante, mais nécessite des investissements importants et un environnement géographique spécifique. Ce type de stockage est utilisé pour fournir ou délester rapidement l’énergie électrique, respectivement en cas de sous-production et de surproduction, et ce de manière flexible.
Il n’existe pas d’autres solutions de stockage bon marché  techniquement mûres et disponibles, malgré les recherches intensives menées notamment en Allemagne, pour compenser l’intermittence de la production éolienne et photovoltaïque.
Les batteries n’ont pas encore atteint un niveau de développement suffisant pour contribuer à l’équilibre de réseaux de grande puissance en cas de forte pénétration de renouvelable intermittent.  
Le stockage d’énergie dans les batteries des voitures électriques est envisageable (vehicle-to-grid) du moins tant que le nombre de voitures qui y participent n’est pas trop élevé. Les batteries lithium-ion très chères pourraient être remplacées par des batteries lithium-soufre qui leur seraient supérieures dans tous les domaines. Elles sont beaucoup plus denses sur le plan énergétique, moins polluantes, moins dangereuses et moins coûteuses.^[11]
Quant au stockage d’hydrogène vert, il est encore excessivement cher en raison du coût de production de l’hydrogène, de 3,5 à 5 $/kg. 
Des recherches sont en cours pour le réduire à 1,5 $/kg (coût actuel par vaporéformage du méthane), voire moins. Celles qui sont les plus prometteuses portent sur les composants les plus chers de l’électrolyseur alcalin (la technologie la plus performante) : les membranes et les électrodes. Il semblerait qu’une solution économique pourrait être commercialisable dans moins de 10 ans.

Dans les faits, c’est toujours la production d’électricité thermique (de plus en plus à partir de gaz) qui assure actuellement, grâce à son fonctionnement pilotable, la compensation des lacunes et défaillances du renouvelable intermittent. Une étude de la société suisse PROGNOSE AG pour le compte des centrales au charbon, montre la nécessité de maintenir la double structure (ENR et production conventionnelle en backup) vraisemblablement au-delà de 2050.
Il ne faut pas perdre de vue que près de 85% de l’énergie primaire consommée dans le monde vient des énergies fossiles. L’Europe peut essayer de changer à marche forcée le mix  électrique, mais elle ne pourra pas entraîner toute la planète dans sa transition énergétique visant à supprimer toutes émissions de GES d’ici à 2050. 

Des investissements massifs continuent d’être réalisés dans tous les secteurs de l’industrie du gaz en vue, notamment de disposer de quantités suffisantes de ce combustible pour alimenter, notamment,  les centrales à gaz (très flexibles): recherches de gisements nouveaux, GNL, gazoducs, etc.

En outre, la politique énergétique de l’UE la rend dépendante de l’industrie chinoise pour les équipements nécessaires à sa réalisation: les batteries, les panneaux photovoltaïques, les éoliennes, les métaux rares et les voitures électriques, etc. dont les prix ne peuvent être concurrencés par l’industrie européenne qui les fabrique, avec comme conséquences des pertes d’emplois et de know how.
C’est dans ce contexte que la Commission européenne a lancé, en décembre 2022, l’Alliance européenne de l’industrie du solaire photovoltaïque.

Ceci étant, il n’en reste pas moins vrai que pour augmenter le parc de renouvelables intermittents tout en supprimant le support thermique, le stockage reste indispensable et encore davantage en cas de suppression du nucléaire. Un stockage suffisant est-il réalisable ?  Pour atteindre le zéro carbone d’ici à 2050, dans les conditions précitées, la capacité de stockage devrait croître d’un facteur 180 ce qui est peu crédible à cet horizon.^[12]

3. Réflexions à propos du mix électrique du futur en Europe

Sur base des considérations qui précèdent, quel pourrait être un mix énergétique assurant un approvisionnement électrique stable, continu et bon marché, dans un contexte de demande  croissante d’électricité.
L’hydraulique reste la source d’énergie la plus capable de générer une électricité abondante, de manière continue et à bas prix. Toutefois, une augmentation de sa capacité globale est limitée vu le manque de sites adéquats encore disponibles pour la construction de telles centrales.
Hors les centrales hydrauliques, le nucléaire est, à présent et encore davantage à l’avenir, la meilleure option pour répondre aux défis du futur.
Tous les grands pays dans le monde considèrent le nucléaire comme incontournable.

Les États-Unis sont encore le plus grand producteur d’électricité nucléaire avec 30% de la production mondiale. Sur les 98 réacteurs exploités, soit 809 TWh, 65 sont de type PWR et 33 du type BWR (Boiling Water Reactor).
Le nucléaire américain avait connu un passage à vide en raison d’une  opposition populaire massive et  des déboires rencontrés par Westinghouse, le plus grand constructeur nucléaire au monde, avec  son réacteur de troisième génération AP 1000, comparables à ceux d’EDF avec l’EPR de Flamanville. Une série de retards et l’explosion des coûts a amené le groupe à la mise en faillite en 2017.
En 2022, Westinghouse a été rachetée par un consortium emmené par la société d’investissement Brookfield Renewable Partners et le producteur d’uranium canadien Cameco, tous deux canadiens, et se porte bien.

Depuis lors, la crise climatique et la guerre en Ukraine ont fait basculer les opinions publiques et une majorité d’Américains soutient désormais le nucléaire et pense qu’il doit faire partie du mix énergétique du futur, au même titre que les renouvelables. ^[13]

Les EU ont recommencé à investir dans de nouvelles unités, dont deux en construction, des AP 1000 de Westinghouse), trois unités planifiées, dont deux AP 1000 et huit unités proposées. Plusieurs projets de SMR (small Modular Reactor) sont en phase de développement : NuScale, GE Mitsubishi, BWRX-300, Holtec et partenaires, et SCEG.

La Chine est le troisième  producteur derrière la France. En 1970, elle avait pris conscience de l’importance de la production d’électricité nucléaire pour réduire sa dépendance à l’égard du charbon (source importante de pollution) ainsi que de la nécessité de rattraper son retard par rapport au bloc occidental qui avait une sérieuse avance technologique.
Ses investissements dans le nucléaire civil sont en léger recul depuis 2015. Toutefois malgré ce tassement, la Chine continue d’avoir le plus grand nombre de réacteurs en construction. Elle espère atteindre 150 GW  d’ici à 2035 (49 GW en 2020), soit une centaine de nouveaux  réacteurs en 15 ans.^[14]
L’année 2020 a été une période charnière qui a basculé du 13^e au 14^e plan quinquennal (applicable en 2021) fixant les choix  technologiques à long terme pour le nucléaire. 
La Chine a connecté au réseau national son premier réacteur entièrement construit en Chine, le Hualong One, en novembre 2020. C’est ce réacteur qu’elle compte promouvoir à l’étranger. Malgré tout, son mix électrique  est encore fort dépendant du charbon. Les autorisations accordées par le gouvernement chinois pour la construction de centrales au charbon, au cours du premier trimestre 2020 représentent une capacité double de celles de toute l’année 2019. 

En Russie, à la suite de Tchernobyl, les investissements dans le nucléaire ont été considérablement réduits jusqu’à 1990. Début 2000, certains projets retardés ont été réactivés. En 2006, la résolution du gouvernement russe de développer l’électronucléaire s’est confirmée par l’annonce de l’augmentation de la capacité nucléaire de 2 à 3 GW_e/an jusqu’en 2030. La mission a été confiée à Rosatom, entreprise d’État russe dont les compétences couvrent l’ensemble du cycle du combustible depuis l’extraction de l’uranium jusqu’à la gestion des déchets nucléaires.
Un total de 38 réacteurs (29 GW_e) est actuellement opérationnel. Le programme fédéral est basé sur la technologie VVER, au moins jusqu’en 2030. Jusqu’à présent, la version V-320 du  a  VVER-1000 à eau pressurisée a été plus souvent déployée que les autres types de réacteurs.
Le BN-800, réacteur à neutrons rapides de 789 MW_e refroidi au sodium et brûlant du combustible MOX^[15] est actuellement le plus puissant de ce type au monde. Outre une technologie très avancée, il présente une très haute sûreté avec cinq barrières de protection. C’est une unité de démonstration pour le BN-1200. Ce dernier n’a toutefois pas été inclus dans le plan de stratégie énergétique de la Fédération de  Russie jusqu’en 2035 pour des raisons de coût, en particulier, par rapport au VVER-1200. Celui-ci est un réacteur de 3^e génération dérivé du VVER-1000/V-320 avec des températures et pressions plus élevées, un meilleur rendement (burn-up plus élevé), un cycle de recharge du combustible de 24 mois et un temps de construction n’excédant pas 54 mois. 
Le VVER-TOI est une version plus avancée de VVER avec une amélioration de la sûreté passive (période de grâce  de 72 heures, des coûts plus faibles et un temps de construction de 40 mois. Sa consommation d’uranium  n’est que de 130/135 t/GWan au lieu de 190. 
Le réacteur VVER-SKD supercritique de 4^e génération, à cycle de combustible fermé, à neutrons rapides et taux de conversion voisin de 1, est du type pass-through. Il en est encore au stade expérimental.^[16]

Il est censé :
– réduire la consommation d’uranium ;
– brûler les déchets radioactifs ; 
– atteindre un rendement effectif de 44 à 45% au lieu des 33/34% des centrales existantes ;
– augmenter la température du réfrigérant de 250°C à la sortie du cœur du réacteur par rapport à celle de son entrée, ce qui permet de diminuer fortement son débit et donc le diamètre des tuyauteries ;
– se passer d’échangeurs de chaleur intermédiaires.^[17]

Les réacteurs à neutrons rapides avec recyclage substantiel de combustible sont appelés jouer un rôle croissant en Russie. Ils devraient représenter 14 GW_e d’ici à 2030 et 34 GW_e en 2050.^[18]

Tandis que l’Europe occidentale a programmé la sortie partielle ou totale du nucléaire, à l’exception des Pays-Bas, de l’Italie, de la Suède et de la Finlande, les pays de l’Est de l’Union (Pologne, République tchèque, Hongrie, Roumanie, Bulgarie, entre autres) considèrent la production d’électricité nucléaire comme une solution pour assurer leur développement économique tout en réduisant les émissions des gaz à effet de serre.

La Pologne souhaiterait construire 6 réacteurs d’une puissance totale de 6-9 GW sur une période de 20 à 25 ans.^[19] Le premier réacteur de 1 à 1,5 GW devrait être mis en service en 2033 et les cinq suivants, d’une puissance équivalente, tous les deux ans jusqu’en 2043.
Ce programme se réalisera-t-il ?
Pour répondre à ses besoins grandissants en électricité, la Hongrie a signé avec Rosatom un contrat de fourniture de deux réacteurs VVER-1200  de 3^e génération qui sont censés remplacer les quatre réacteurs VVER-400 existants, dont la mise à l’arrêt est prévue dans les années 2030.
Dans le cadre de la décarbonation progressive du pays, le plan énergétique tchèque prévoit la construction de nouvelles capacités nucléaires afin d’augmenter le nucléaire à 50% du mix électrique, à l’horizon 2040 (contre 34% actuellement). Un réacteur de 1200 MW devrait être construit sur le site de Dukovany.^[20]
La Slovaquie projette de réaliser un mix électrique avec 57% de nucléaire (17% à présent).

Actuellement, la prolongation de la durée de vie des réacteurs de 2e génération existant (10 à 20 ans) est, la solution la plus facile à mettre en œuvre, la plus compétitive (elle ne requiert, en effet, qu’une mise à niveau de quelques centaines de millions d’euros par 1000 MW) et assure une production continue, sans émissions de GES.
En revanche, seuls les réacteurs de 3^e génération  peuvent  remplacer les réacteurs de 2^e génération en fin de vie ou augmenter la capacité du parc nucléaire.

À l’avenir, les réacteurs de 4^e génération et les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) offrent une technologie innovante, à haut rendement, sûre et produisant une quantité de déchets de haute activité fort réduite.
D’autres types de réacteurs sont en phase de développement tels que les réacteurs américains (Terra Power) à ondes progressives (TWR : Travelling Wave Reactor). Ils brûlent des combustibles usés (constitués essentiellement d’U 238 non fissiles) et marginalement d’U 235. Ils peuvent fonctionner des dizaines d’années sans apport nouveau. Seul le démarrage requiert de l’U 235 enrichi qui amorce la réaction en chaîne (pour plus de détails : L’électricité nucléaire, une énergie du futur, J.P. Schaeken Willemaers, L’Harmattan, 2021).

Les options nucléaires du futur méritent d’en approfondir quelque peu les mérites.

Les  réacteurs de 4^e génération

La relance de l’intérêt pour l’électronucléaire s’inscrit dans le cadre des besoins et préoccupations actuels :
la durabilité : une consommation en ressources naturelles des réacteurs à neutrons rapides considérablement réduite par rapport à la génération précédente et une conception respectueuse de l’environnement (entre autres, le recyclage du plutonium et la transmutation des actinides mineurs), conduisant à une production nettement plus faible de déchets hautement radioactifs ;
la politique bas carbone : les réacteurs nucléaires n’émettent pas de GES, des coûts d’exploitation plus bas que ceux des générations précédentes ;une sûreté accrue par arrêt passif du réacteur en cas d’accident lorsque tous les autres systèmes actifs de contrôle ont échoué (par exemple, le choix d’un fluide caloporteur approprié ralentissant les réactions jusqu’à l’arrêt) et la fiabilité ; 
la non-prolifération du plutonium ;
la compétitivité par les innovations et une meilleure utilisation du combustible : alors que les réacteurs thermiques (neutrons lents) brûlent 3 à 4 % de l’U-235 (combustible de la quasi-totalité des réacteurs dans le monde, actuellement), les neutrons rapides sont à même de convertir l’U-238 (95 % du minerai d’uranium) en Pu-239 fissile.

Les petits réacteurs nucléaires-SMR (Small modular  reactors)

Les petits réacteurs modulaires (actuellement tous à fission) ont une puissance limitée à 300 MW. Ils peuvent être assemblés sur site à partir de composants standards préfabriqués,  voire complètement montés en usine ou du moins dans un environnement industriel, ce qui améliore la qualité et l’efficacité (temps) de la construction.

Les SMR  présentent l’avantage par rapport aux grandes centrales nucléaires :
– de permettre une meilleure gestion des investissements (et partant une réduction des coûts) grâce, d’une part, à la préfabrication en usine et, d’autre part, à la possibilité d’installer, sur un même terrain,  progressivement selon les besoins de la consommation locales , mais pas seulement,  des unités de quelques dizaines de MW ;
– de réduire nettement la durée d’installation sur site, ce qui, combiné à la préfabrication, contribue à diminuer les risques de délais intempestifs ;
– d’assurer plus facilement, du fait de leur taille réduite, une sûreté entièrement passive sans intervention humaine et sans l’aide de pompes de circulation du liquide de refroidissement ;
– d’une forte diminution de la quantité de déchets radioactifs ; 
– d’une plus grande facilité de mise hors service et de démantèlement du réacteur en fin de vie.

Ils peuvent, en outre :
– être enterrés, assurant ainsi une meilleure protection contre les risques de contamination en cas d’accidents  et contre les agressions humaines ;
– alimenter directement de grandes installations industrielles, des centres de données (data centers), des villes moyennes, etc. ;
– satisfaire la demande d’électricité dans des marchés étroits, dans des endroits retirés, dans des régions pourvues de réseaux électriques de faible puissance.

L’Europe a pris du retard dans le développement des SMR par rapport aux États-Unis, à la Chine et à la Russie.

Aux États-Unis:
– NuScale et UAMPS (Utah Associated Municipal Power System) ont obtenu, en 2020, la certification du concept du SMR conçu par Nuscale , ce qui leur permet de viser un début d’exploitation avant la fin de cette décennie sur un site du DOE américain (department of energy) de la première unité d’une centrale constituée à terme de 12 réacteurs PWR (Pressurized Water Reactor) de 77 MW. Le coût de ce projet est estimé à 4 200 USD/kW_e.^[21]
– Tennessee Valley Authority a entamé, en 2022, le processus d’obtention de licence pour le déploiement, sur le site Clinch River près de Oak Ridge, du réacteur américano-japonais de 300 MW_e à eau bouillante BWRX-300 de GE Hitachi Nuclear Energy. D’autre part, ce dernier, Ontario Power Generation  SNC-Lavallin et Aecon ont signé un contrat  pour le déploiement de ce SMR sur le site de Darlington au Canada. C’est le premier contrat commercial en Amérique du Nord.^[22]
D’autres projets sont en cours de développement.

En Chine,
Huaneng s’est associé à CNNC (China National Nuclear Corporation) et à l’institut de technologies nucléaire de l’université de Tsinghua pour la construction d’une unité de démonstration de deux réacteurs HTR-PM (High Temperature Reactor-Pebble bed Module) modulaires de 105 MW_e à haute température (750°C), refroidi au gaz hélium (ni toxique, ni inflammable, à lit à boulets et à haute sûreté passive.
L’objectif de ce projet, qui a produit de l’électricité depuis le 20 décembre 2021, est de démontrer la compétitivité du HTGR-PM et sa sécurité intrinsèque. Son coût (first of a kind) serait de 4400€/kW_e.
Toutefois c’est l’ACP 100 de la CNNC qui a été identifié comme le projet phare du 12e plan quinquennal chinois. Ce SMR de 125 MW_e a été conçu à partir de l’APC 1000 à eau pressurisée. L’APC 100 est supposé démarrer en 2025.

En Russie,
Le  KLT-40 de 35 MW_e à eau pressurisée, dont deux unités équipent la barge Akademik Lomonosov, est le premier petit réacteur nucléaire au monde. 
OKBM, filiale de Rosatom, développe un PWR plus puissant de 325 MW_e, le VBER-300 pour utilisation navale et éventuellement terrestre, dont les premiers exemplaires seraient installés vers 2030. Il a également signé avec SCC, un combinat chimique sibérien du groupe TVEL (un fabricant de combustible nucléaire), un contrat pour la construction et l’installation d’un SMR à neutrons rapides de 300 MW_e  BREST-OD-300 sur son site de Seversk.

La fusion nucléaire
Vu qu’il faudra encore de nombreuses décennies avant que la fusion nucléaire ne produise de l’électricité, cette technologie n’est pas abordée dans ce papier (au-delà de 2050)^[23].

Les limites du recours au renouvelable intermittent ont été suffisamment exposées ci-dessus pour qu’il ne soit pas utile d’y revenir.  Rappelons que sa part dans le mix électrique doit être plafonnée pour éviter un déséquilibrage du système électrique. Le déficit de capacité qui en résulte  requiert le recours au nucléaire pour la génération de base, au gaz pour la production pilotable d’électricité et dans le futur au renouvelable non-intermittent.

Les réserves prouvées^[24] de gaz naturel sont énormes. Au niveau mondial, celles-ci s’élevaient à 188 Tm³(188 000 milliards de m³) en 2022 selon la société pétrolière BP. Ce volume est relativement stable dans le temps. Il n’a  diminué que légèrement depuis 2018 (196 Tm³) malgré la forte  augmentation de la consommation de gaz, grâce, entre autres, à l’exploitation de gisements de gaz de roche-mère (à quand la reprise de l’exploitation du gigantesque gisement de Vaca Muerte, en Argentine ?). 

Plusieurs régions ont été peu explorées, voire pas du tout. Il s’agit notamment de celles situées au-dessus du cercle polaire (superficie égale à celle du continent africain), constituées de bassins sédimentaires et de plateaux continentaux très riches en ressources gazières.
Le plateau continental occupe 1/3 de la surface de cette région. Les fonds sous-marins n’ont jamais été explorés. Le Geological Survey américain estime que l’Arctique contiendrait jusqu’à 30% des ressources de gaz naturel non découvertes.

C’est la Russie qui détient les plus grandes réserves de gaz dans le monde. La capacité prouvée de celles-ci s’élevait à 37,4 billions (37400 milliards) de m³ en 2022. Elles représentent un peu plus  du cinquième des réserves des réserves mondiales prouvées de gaz. Les trois champs les plus importants  sont ceux de Yambourg, d’Ourengoy et de Medvechye qui représentent 45% des réserves totales russes.

 L’Iran vient en seconde position avec 32,1 Tm³ suivie par le Qatar (24,7), le Turkménistan (13,6), les EU (12,6, en augmentation par rapport aux 11,5 Tm³ fin 2018) et la Chine (8,4), pour ne citer que les six premiers.^[25]
La position de la Chine pourrait  changer si la prospection des gisements très prometteurs de gaz de roche-mère des bassins de Tarim (Xijiang) et de l’Ordos donne les résultats escomptés.

Les centrales électriques brûlant du  gaz n’ont donc pas de souci à se faire en matière d’approvisionnement. Elles pourront donc continuer à contribuer à l’équilibrage de réseaux électriques, grâce à leur flexibilité opérationnelle, tant que cela s’avérera  nécessaire, et en tous les cas au-delà de 2050.

4. Conclusion

Sous l’éclairage de ce qui précède, ne serait-il pas plus réaliste et plus judicieux d’appréhender la programmation du mix électrique européen d’ici à 2050 de manière plus globale, incluant l’économique et le sociétal ?^[26]
Une telle approche implique une diversification plus large des sources d’énergie et une pondération de celles-ci dans le mix électrique de nature à mieux prendre en compte la prospérité de l’UE et le bien-être des populations.
Elle pourrait conduire à :
– plafonner la part du renouvelable intermittent à, par exemple, 30% à 35% de manière à éviter les perturbations du système électrique et les coûts importants qu’engendrerait une pénétration plus élevée. Cela suppose de compenser l’intermittence par des STEP (station de transfert d’énergie par pompage), des centrales à gaz et à combustibles renouvelables non-intermittents ;
– augmenter dans la mesure du possible la part de l’hydraulique à 15%. Il est difficile d’aller au-delà  comme expliqué plus haut ;
– viser une production nucléaire à hauteur de 30%, ce qui est faisable malgré la sortie totale ou partielle du nucléaire de l’Allemagne, de l’Espagne et de la Belgique. En effet, les pays qui étaient opposés au nucléaire tels que l’Italie sont devenus pro-nucléaires et  quasi tous les pays européens de l’Est européen ont adopté des programmes d’investissements importants dans la construction de nouvelles centrales et/ou dans la rénovation de centrales nucléaires existantes. Enfin des pays peu nucléarisés comme les Pays-Bas ont un ambitieux programme de nouvelles installations;
– réserver 20 à 25% de la production d’électricité à partir de centrales à gaz, qui ont fait la preuve de leur efficacité pour assurer l’équilibrage du réseau, et à partir de renouvelable non intermittent, dont des technologies intéressantes sont en phase de développement.

NOTES

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^[1] Les États membres ont le choix de leur bouquet énergétique : traité de Lisbonne, article 192.4.

^[2] Face aux incertitudes sur la trajectoire énergétique, la CFE énergies appelle à la prudence et à éviter des paris risqués , CFE Énergie.

^[3] Tempête boursière pour l’énergéticien Siemens Energy, emporté par une débâcle de l’éolien,, AFP, 23 juin 2023.

^[4] Les éoliennes présenteraient des pannes dès 15 ans d’activité, voire plutôt, Nathalie Dieul,  Epoch Times, 22 septembre 2023.

^[5] Philippe Charlez, expert énergétique à l’Institut Sapiens.

^[6] EurObserv’ER, Baromètre Photovoltaïque.

^[7] Le silicium est obtenu à partir d’un mélange de quartz (une forme de silice), de charbon ou de bois porté à haute température dans un four. Il y a lieu ensuite de procéder à un craquage à 1100 °C

^[8] Les cellules sont étalonnées en fonction d’une référence optimale : un ensoleillement de 1000 MW  à une température de 25°C. Par exemple, un panneau d’un mètre carré de 200 MW a un rendement de 20%.

^[9] Une autre technologie consiste à  déposer des matériaux semi-conducteurs en couches de quelques microns sur un substrat, par exemple de tellurure de cadmium ou de CIGS (cuivre, indium, gallium et sélénium). Les rendements en laboratoire sont proches de ceux du silicium (22,1% et 23,3% respectivement).

Un nouveau type de cellules, les pérovskites, sont constituées d’un matériau hybride avec une partie organique et une partie inorganique. Leur rendement en laboratoire atteint déjà 23,7 %. Il est souple, léger et son coût est peu élevé, mais il présente des problèmes d’instabilité.

Les chercheurs travaillent sur des combinaisons de différentes familles afin de créer des cellules multijonctions. L’association de plusieurs types de cellules conduit à un rendement supérieur à 33% tout en maintenant des coûts faibles. Des études portant sur des cellules associant du silicium et des couches minces atteignent un rendement théorique de 43%. 

^[10] La cellule photovoltaïque : comment ça marche ?, Planète Energies, 2 avril 2019.

^[11] Une découverte accidentelle pourrait bouleverser le monde de la batterie et des véhicules électriques, Transitions et Énergies, La rédaction, 19 avril 2022.

^[12] Sciences et techniques du nucléaire, Bilan de la transition énergétique allemande, Harmut Lauer et al., La revue fédérale nucléaire, janvier-février 2017.

^[13] Interview du président de Westinghouse par Le point, Patrick Fragman, 29 septembre 2022.

^[14] Interview de Zhad Chengkun, Vice-Président de la Commission d’experts de la CNEA, réalisée par le média chinois Beijixing , traduite par l’ambassade de France en Chine (lettre n° 112 de mars 2020).

^[15] Mélange d’oxydes d’uranium (de l’ordre de 93%) d’oxydes de plutonium (de l’ordre de 7%)

^[16] L’électricité nucléaire, une énergie du future!, Jean-Pierre Schaeken Willemaers, L’Harmattan, 2021.

^[17] Ibidem.

^[18] World Nuclear Association, nuclear power in Russia,2020.

^[19] Bureau Business France de Varsovie.

^[20] Bureau Business France de Prague.

^[21] Les petits réacteurs modulaires dans le monde, Charles Martin, IFRI, mai 2019.

^[22] GE Hitachi signs contract for the first north american small modular reactor, GE press release, January 27 2023.

^[23] Pour plus de détails : L’électricité nucléaire, une énergie du futur !, Jean-Pierre Schaeken Willemaers, L’Harmattan, 2021, pages 30 à 33.

^[24] On entend par réserve de gaz naturel prouvée la quantité de gaz récupérable à un instant t, en tenant compte des contraintes techniques et financières du moment.

^[25] Point sur les réserves mondiales de gaz naturel en 2022, La rédaction de SEFE magazine, 22 août 2022.

^[26] Le seul critère de la décarbonation adopté par l’UE est réducteur et problématique non seulement d’un point de vue technique, mais également humain. Rappelons à cet égard les manifestations des gilets jaunes en France à la suite du projet de taxe carbone