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L’énergie nucléaire en France : le tournant de 2023

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Avec quelques années de recul, 2023 pourrait bien apparaître comme un point d’inflexion sur la trajectoire de l’énergie nucléaire en France [1]. D’un côté, une chute de la production électronucléaire à 279 TWh, fin 2022, depuis le point culminant de 452 TWh en 2005, ce, suite à l’arrêt d’un grand nombre de réacteurs pour visites décennales (retards 2020-21 liés à la COVID), rechargement de combustibles (business as usual) ou contrôle pour risques de fissurations (corrosion sous contrainte) provoquant l’arrêt de 12 d’entre eux, soit 32 sur 56 en août 2022. De l’autre, le début d’une remise en service, courant février 2023, d’une capacité installée qui devrait permettre le retour à une production électronucléaire de 300-330 TWh en 2023, avant 350 en 2025, dans une perspective de reconstruction complète de la filière.

Cette nouvelle trajectoire devrait s’appuyer sur le démarrage de l’European Pressurized Reactor (EPR) de Flamanville (Manche) de 1 600 MW, prévu en 2024 , suite à la mise en service d’Olkiluoto 3 en Finlande, le 16 avril 2023. Suivra la révision de tout le parc nucléaire en activité, prolongée par un nouveau programme de construction de réacteurs, annoncé en février 2023, ainsi que par une consolidation de l’approvisionnement en combustibles. Pour y parvenir, d’importantes modifications institutionnelles s’imposeront, certaines en opposition à l’organisation du marché électrique imposée par l’Union Européenne (UE) dite market design.

De telles perspectives sont-elles réalistes ? Ne surestiment-elles pas les capacités de la France sur un terrain où son industrie n’a cessé de reculer depuis une trentaine d’années ? Ces questions sont au cœur de publications qui, début 2023, enrichissent la compréhension du rôle qu’a joué, et pourrait encore jouer, l’énergie nucléaire dans le développement économique, technologique et politique de la France [2].

La première est le rapport de la commission d’enquête de l’Assemblée Nationale, rendu public le 6 avril 2023 : à l’issue de l’audition de 89 experts et hommes politiques, pendant 6 mois, il a identifié six groupes d’erreurs à l’origine de « la lente dérive » d’une industrie qui avait fait de la France un leader mondial à la fin des années 1990 [3]. Comment son système énergétique a-t-il pu devenir « un canard sans tête » (Yves Bréchet) ? Trente mesures sont préconisées en vue de restaurer une souveraineté énergétique susceptible d’éloigner l’extrême vulnérabilité actuelle dont souffre le pays.

La deuxième publication est l’ouvrage que Jean-Paul Bouttes vient de consacrer à « souveraineté, maîtrise industrielle et transitions énergétiques » : pour expliquer le dilemme actuel d’un pays qui doit retrouver sa maîtrise de l’énergie nucléaire afin d’atteindre ses objectifs de décarbonation, l’auteur propose de s’inspirer de l’histoire du nucléaire qui révèle comment l’État est parvenu à construire une puissante industrie électronucléaire au cours des trois décennies qui ont suivi la deuxième guerre mondiale [4].

 

1. De la science à l’industrie (1896-1945)

Pas de production électronucléaire au cours de la seconde moitié du 20e siècle sans un bond de la science au cours de la première moitié du siècle. Ce dernier remonte, en France, aux recherches qui débouchent sur la découverte de la radioactivité par Henri Becquerel en 1896 bientôt suivie par celles du polonium et du radium par Pierre et Marie Curie en 1898 (Lire : L’énergie nucléaire, une brève histoire).

Les travaux pionniers des Curie se poursuivront jusqu’à la découverte de la radioactivité artificielle au cours des années 1930, notamment en Allemagne « où les physiciens Hahn, Strassmann et Lise Meitner découvrirent et expliquèrent un nouveau phénomène : la fission des noyaux d’uranium »[5], tandis qu’Enrico Fermi développait la physique des réacteurs nucléaires en Italie (Lire : Nucléaire : rayonnements, radioactivité, radioprotection), avant que soit déclenchée la première réaction en chaîne à Chicago en décembre 1942.

En France, Frédéric Joliot-Curie et Lew Kowarski sont co-détenteurs du brevet portant sur la bombe A et prêts en février 1940 à une expérience décisive dès lors qu’ils disposeront d’eau lourde (oxyde et deutérium). Leur seule possibilité est d’en acquérir auprès de la société norvégienne Norsk Hydro qui en produit dans son usine de Vemork, commune de Tinn, comté de Telemark, à 120 km à l’ouest d’Oslo, usine en partie financée par des capitaux français. Avec l’invasion allemande de la Norvège commence alors la bataille de l’eau lourde [6], mais la guerre interdit à l’Europe de prendre sa part à la poursuite des recherches atomiques qui se déroulent désormais de l’autre côté de l’Atlantique.

 

2.La création du CEA et la construction d’une filière nucléaire (1945-1972)

L’immédiat après-guerre s’ouvre en France avec la création le 18 octobre 1945 du Commissariat à l’Énergie Atomique (CEA) par Frédéric Joliot-Curie, sous l’impulsion du Général de Gaulle. Les trois décennies qui suivent sont caractérisées « par la capacité d’une génération d’acteurs, souvent issus de la Résistance et de la France Libre, à prendre des risques, à essayer quasiment toutes les filières – rapides, eau lourde, graphite gaz, eau légère –, à accepter tâtonnements et échecs, avec la volonté de trouver rapidement des solutions efficaces et d’aboutir…. indirectement, au travers d’hommes clés partageant les mêmes objectifs pendant la IVe République : Félix Gaillard, Raoul Dautry, Gaston Palewski, Pierre Guillaumat, Jules Horowitz, Pierre Taranger, Pierre Ailleret… »[7].

Le projet initial consiste à construire trois piles : eau lourde, graphite refroidi à l’air et graphite refroidi à l’eau, mais il ne peut aboutir par manque d’accès à l’uranium, alors que le 15 décembre 1948, Lew Kowarski avait mis en route ZOE qui sera bientôt suivie d’EL2 en juillet 1952. A cette date, ces réalisations autorisent « Félix Gaillard, secrétaire d’État à la présidence du Conseil, de présenter aux députés le premier plan quinquennal nucléaire qui donne les moyens au CEA et à son administrateur Pierre Guillaumat pour passer au stade des premiers prototypes (G1, G2 et G3) à Marcoule (Gard) et à la mise en place des premiers éléments du cycle du combustible ». Un deuxième plan suivra en juillet 1957 qui « préconise d’atteindre une puissance de 850 MW en 1965 et 2 500 MW en 1970 » avant « le feu vert pour construire à Pierrelatte (Drôme) une usine d’enrichissement à des fins militaires »[8]. Entre temps, a été lancé en 1953 un programme industriel « devant permettre la production de plutonium à des fins militaires et préparer le futur électronucléaire »[9].

Toutes ces avancées sont l’œuvre du CEA qui, à côté de ses fonctions militaires et de R&D, jette les bases, avec sa filiale la Compagnie Générale des Matières Nucléaires (COGEMA), de la jeune industrie nucléaire tout en veillant à la sûreté des installations construites par des entreprises industrielles dont il n’est jamais très loin [10]. Avec EDF, associée depuis 1953 à la production d’électricité sur le site de Marcoule, sont en effet mis en construction :

– les démonstrateurs Uranium Naturel Graphite Gaz (UNGG) de Chinon (A1, A2, A3), entre 1957 et 1961, dont le premier est baptisé « la boule » du fait de sa forme sphérique en acier de 55 mètres de diamètre ;

– le prototype franco-belge de type Réacteur à Eau Pressurisée (REP) de Westinghouse à Chooz, en 1967, suivi de celui de Tihange (Lire : Les réacteurs nucléaires).

Par l’intermédiaire de la Commission pour la Production d’électricité d’origine nucléaire (PEON), créée le 21 avril 1955, la collaboration s’intensifie entre le CEA et les industriels dont Pechiney pour la maitrise du graphite pur, Saint Gobain pour la chimie du retraitement, la Société des Forges et Ateliers du Creusot (SFAC) pour la construction des réacteurs, et surtout EDF désormais chargée de la production d’électricité nucléaire. Dès son origine, le développement de l’énergie nucléaire en France a entretenu des liens avec celui de ses voisins européens, notamment dans le cadre du Traité de l’EURATOM signé à Rome le 25 mars 1957 par les six déjà membres de la Communauté du Charbon et de l’Acier (CECA). Cette signature qui intervient en même temps que celle qui institue la Communauté Économique Européenne (CEE) ambitionne de donner aux Six une indépendance énergétique dont ils ont mesuré la faiblesse à l’occasion de la crise du canal de Suez en 1956. Dans la recherche de la meilleure filière, le Réacteur à Eau Bouillante (REB) de General Electric (GE), développé en France par la Compagnie Générale d’Électricité (CGE) d’Amboise Roux avait semblé promis à un bel avenir jusqu’à ce qu’en 1975 Georges Pompidou lui préfère le Réacteur à Eau Pressurisée (REP) de Westinghouse dont les premières applications seront les deux tranches de Fessenheim (Haut Rhin) et les deux tranches du Bugey (Ain). Mettant ainsi fin à « la guerre des filières », ce choix profite à Framatome, une société franco-américaine de construction atomique présidée par Maurice Aragou (de Creusot-Schneider), et, au départ, détenue à 60% par Schneider, à 30% par Empain et à 10% par Westinghouse. C’est en 1958 que les premiers kWh nucléaires s’écoulent sur le réseau d’EDF (tableau 1), en très petits volumes au cours de la décennie 1960, soit une contribution au mix électrique croissant de moins de 1% à environ de 10% au début des années 1970.  

Tableau 1. La production électronucléaire dans la production électrique (1958-1972) [Source : © Rouchet Jean & Villa Pierre (1998). Évolution sur longue période… op. cit. Sources et méthodes, p. 25. Bouda Etemad & Luciani Jean (1991). Production mondiale … op. cit, p.131.]

Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh) Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh)
1958  62.0 0.005 1966 105.9 1.562
1959  64.5 0.048 1967 111.5 2.857
1960  72.1 0.150 1968 118.2 3.516
1961  76.5 0.278 1969 131.6 4.956
1962  83.1 0.482 1970 140.6 5.711
1963  88.2 0.476 1971 148.9 9.329
1964  93.8 0.855 1972 163.6 14.591
1965 101.3 1.009
 

Outre la production du REP de Chooz (310 MW), l’électricité provient de réacteurs UNGG : les trois premiers de Marcoule (79 MW), les trois premiers de Chinon (760 MW), les deux de Saint-Laurent-des-Eaux (995 MW), le premier du Bugey (540 MW) et celui de Brennilis (70 MW) auxquels il faut ajouter les premiers REP construits à Fessenheim entre 1970 et 1977. Tous ont été arrêtés à partir des dernières décennies du 20ème siècle.

 

3. L’électronucléaire au cœur du mix électrique (1972-1990)

Les « Trente Glorieuses » vont-elles être interrompues inopinément par les chocs pétroliers de 1973 puis de 1979 ? Ceux qui le redoutent vont devenir les principaux acteurs « du passage au stade industriel (de l’énergie nucléaire) et du débat sur le choix de la filière UNGG versus REP ou REB, entre 1958 et 1975, avec Georges Pompidou, Premier ministre puis président de la République, Pierre Messmer, Bernard Esambert, Pierre Massé, Francis Perrin, Claude Fréjacques, Georges Besse, André Giraud, André Decelle, Paul Delouvrier, Marcel Boiteux, Michel Hug, Philippe Boulin, Maurice Aragou, Jean-Claude Leny… »[11].

Le saut de production électronucléaire s’opère en avril 1973 lorsque la commission PEON propose la construction de 13 GW entre 1978 et 1982, ce que précise le plan Mesmer qui, en mars 1974, décide la mise en chantier de 13 unités de 900 MW en 1974 et 1975, suivie d’une cinquantaine d’autres à l’horizon 1985. Les tailles unitaires augmenteront de 900 à 1 300 MW avec Paluel puis 1 450 MW avec Chooz en 1986 (tableau 2 et ). Résultat : avec 60 réacteurs et une puissance installée de 64 GW, le nucléaire culmine en 2005.  

Tableau 2. Mise en service des nouveaux réacteurs depuis le Plan Messmer.

Date de mise en service Localisation géographique Puissance (MW)
1979-80 Bugey 4×910
1980-81 Tricastin 4×915
1980-81 Dampierre 4×890
1980-85 Gravelines 6×910
1981-83 Blayais 4×910
1983 Saint Laurent 2×915
1984-85 Cruas 4×915
1984-88 Chinon 4×905
1985-86 Paluel 4x 1 300
1986-87 Flamanville 2×1 330
1987-92 Cattenon 4×1 300
1988-89 Nogent 2×1 310
1990-91 Saint Alban 2×1 330
1991-94 Golfech 2×1 1310
2000 Chooz 2×1 500
2002 Civaux 2×1 495
 
Carte 1. Localisation géographique des nouveaux réacteurs.
  Le succès de ce plan est indissociable de la construction d’une filière nucléaire complète, de la R&D et du cycle du combustible avec le CEA et sa filiale COGEMA, à la production-transport et distribution d’électricité avec EDF, en passant par la construction des chaudières et générateurs confiée à Creusot-Loire et FRAMATOME que suit celle des turbines prise en charge par la CGE via ALSTHOM. La fin de la licence Westinghouse, à partir de 1981, libère complètement la construction électronucléaire française.

Les nouvelles centrales sont approvisionnées en uranium enrichi à partir de l’usine EURODIF, dont la capacité de 10,5 millions d’UTS est supérieure aux besoins, ainsi que par plusieurs usines fabriquant les éléments combustibles dont les MOX qui le sont à Marcoule. Le retraitement, pour sa part, dépend de l’usine de La Hague dont les 1 600 tonnes de combustibles/an dépassent aussi les besoins. Il est prolongé par les deux sites de stockage, l’un toujours à la Hague, l’autre à Soulaines (Aube) (Lire : Production et gestion des déchets radioactifs des industries électronucléaires).

Dans un contexte de renchérissement de la thermoélectricité lié à la forte hausse des prix du pétrole, l’organisation de la nouvelle filière, sous la houlette des pouvoirs publics, garantit sa compétitivité et permet de contenir une difficile acceptabilité sociale qu’entretient « l’image de la bombe atomique, des idées de risque majeur imparable en cas d’accidents graves et de risque inéliminable lié au stockage des déchets [12]».

Dès lors, la part de l’électronucléaire dans la croissance de la production nationale d’électricité croît rapidement jusqu’à franchir les 75%. (Tableau 3).  

Tableau 3. La production électronucléaire dans la production électrique (1973-1990) [Source. Rouchet Jean & Villa Pierre (1998). Évolution sur longue période… op. cit. Sources et méthodes, p. 25. Bouda Etemad & Luciani Jean (1991). Production mondiale … op. cit, p.131.]

Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh) Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh)
1973 174.4  14.8 1982 265.4 108.9
1974 180.7  14.7 1983 281.3 144.3
1975 178.5  18.2 1984 306.8 191.2
1976 194.9  15.8 1985 326.4 224.1
1977 202.6  17.9 1986 348.3 254.2
1978 217.3  30.5 1987 367.4 265.5
1979 231.1  40.0 1988 373.3 275.5
1980 246.4  61.3 1989 387.4 303.9
1981 263.4 105.3 1990 400.2 313.7

 

Outre la satisfaction de sa demande d’électricité, la France devient exportatrice et s’impose parmi les leaders de la construction nucléaire mondiale, en fournissant 40% des commandes entre 1975 et 1995. En outre, la filière des réacteurs à caloporteur sodium RNR fait l’objet de recherches qui déboucheront sur Rapsodie (1967-82), Phénix (1973-2009) et Superphénix (1986-1998).  

4. L’interruption de la trajectoire nucléaire (1990-2022)

L’interruption en 1990 de la trajectoire amorcée au cours des années 1970 résulte de plusieurs changements, nationaux et internationaux, qui ont affecté les tendances de la demande d’électricité, la compétition entre les filières de production ainsi que des changements institutionnels, parmi lesquels le passage d’un marché national à un marché européen de l’électricité.  
  • Une politique européenne de l’électricité peu favorable au nucléaire

En progrès dans le monde depuis le début des années 1980, l’idée de libéraliser l’industrie électrique fait son entrée en Europe avec la politique de Margareth Thatcher, puis gagne la Commission Européenne avec Jacques Delors, « artisan de la dérégulation des services d’intérêt économique général »[13]. Aux yeux de ses promoteurs, la libéralisation doit contribuer à la baisse des prix de l’électricité grâce à la compétition entre producteurs [14]. En dépit de l’arrêt Almelo (1994) rappelant les possibles dérogations de concurrence pour les missions de service public, la directive 96/92/CE du 19 décembre 1996 instaure la concurrence entre fournisseurs d’électricité face à des consommateurs libres de leurs choix, à l’aide notamment de compteurs intelligents type Linky [15]. Les pays membres vont s’y soumettre par étapes au cours des années 2000-2007.

La France résiste longtemps, notamment en passant par le Tarif Réglementé de la Vente d’Électricité (TRVE) et le Tarif Réglementé et Transitoire d’Ajustement au Marché (TARTAM), mais elle adopte le 7 décembre 2010 la loi portant Organisation du Marché de l’Électricité, dite NOME, suivie de la création de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH) qui oblige EDF à vendre annuellement 100 TWh au prix de 42€/MWh à des concurrents libres de les revendre aux prix du marché spot, ces derniers résultant du coût de la dernière centrale appelée, donc alimentée en gaz naturel [16] (Lire : L’électricité entre monopole et compétition).

Dans ce contexte, l’électronucléaire est l’objet de critiques de plus en plus vives, notamment de l’Allemagne qui, dès le début des années 2000, envisage l’abandon de la filière lorsque Gérard Schröder sape les bases de l’accord entre AREVA NP et SIEMENS sur le projet d’European Pressurized Reactor (EPR), pourtant conçu à partir du projet allemand KONVOI. Suivra la décision d’un abandon définitif prise par Angela Merkel, le 15 mars 2011, soit quelques jours après la catastrophe de Fukushima [17].

En s’appuyant sur le traité de Nice (2001) et sur l’article 194 du traité de Lisbonne (2007) qui limite l’action collective de l’UE à la promotion des économies d’énergie et au développement des sources renouvelables [18], la Commission s’éloigne à son tour de l’énergie nucléaire. A preuves ses directives issues du « paquet fit for 55 » qui la bannit sauf pour produire de l’hydrogène.

 
  • La France perd de vue ses perspectives nucléaires
Dans un contexte institutionnel de plus en plus incertain, plusieurs décisions vont stopper l’élan des décennies 1960-1980.

Sur l’argument d’une production de déchets radioactifs difficiles à éliminer, les critiques de l’énergie nucléaire n’ont jamais cessé au cours des années 1970-1980. Elles s’amplifient en 1980 lorsque se dessinent des trajectoires de production électronucléaires supérieures à celles de la demande d’électricité. Sous l’effet de la forte hausse des prix du pétrole et des politiques d’économie d’énergie qui en découlent, les rythmes de croissance de la consommation d’énergie se sont en effet tassés. Cette tendance s’accentue au début des années 2000 avec la désindustrialisation qui frappe particulièrement les industries grosses consommatrices d’électricité. En résultent des perspectives de sur-production d’électricité nucléaire « dont s’empare le dogme antinucléaire de l’écologie politique (qui) s’est peu à peu imposé comme la clef de lecture des choix énergétiques plutôt que la souveraineté et l’urgence de la décarbonation [19] ».

Conscient des risques qui en découlent pour l’évolution du mix électrique futur, Nicolas Sarkozy tente de relancer la construction de réacteurs par deux lois (13 juillet 2005 et 28 juin 2006) que prolonge un Conseil de politique nucléaire. En décembre 2007, l’EPR 2 de Flamanville est bien mis en chantier, mais Penly 2 qui devait suivre restera dans les cartons. Ces perspectives ne favorisent pas l’électricité dont la production a décliné dans les « 60 engagements pour la France » de François Hollande. Entre 2010 et 2020, 10 GW de thermique charbon-fuel sont fermés dans l’attente de l’arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim reporté pour des raisons statutaires, alors même qu’avaient été stoppées les constructions de nouveaux réacteurs en 2002. Résultat, les commandes de réacteurs diminuent de deux à un tous les trois ans à/c de 1983, ce qui stabilise la part du nucléaire dans la production brute totale d’électricité. Les 76,2% de 1990 se répètent tout au long de la période jusqu’au glissement vers 70% de 2015 puis le très bas 62,6% de 2022 (Tableau 4).  

Tableau 4. La production électronucléaire dans la production électrique (1991-2022) [Source: © Rouchet Jean & Villa Pierre (1998). Évolution sur longue période de l’intensité énergétique en France. Secrétariat d’État à l’Industrie (DGEMP-OE). Pagination variée. Après 1995 : RTE, Bilan électrique 2020.]

Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh) Années Production brute électricité (TWh) Production brute élect. nucléaire (TWh)
1991 434.1 331.3 2007 544.8 418.6
1992 442.1 338.4 2008 549.2 418.3
1993 450.6 368.2  2009 519.1 390.0
1994 454.5 360.0 2010 550.1 407.9
1995 471.4 358.8 2011 542.5 421.1
1996 489.8 378.2 2012 541.5 404.9
1997 480.9 375.9 2013 550.4 403.8
1998 487.0 368.5 2014 540.4 415.8
1999 500.3 374.9 2015 546.8 416.8
2000 516.9 395.2 2016 531.4 384.0
2001 524.8 399.6 2017 529.2 379.1
2002 535.8 415.5 2018 548.8 393.2
2003 542.5 419.8 2019 537.5 379.5
2004 548.7 426.9 2020 500.1 335.4
2005 550.1 430.0 2021 555.0 360.7
2006 549.1 428.7 2022 445.0 279.0
 

Ce ralentissement accompagne l’abandon du projet Superphénix, annoncé par le nouveau Premier Ministre, Daniel Jospin, le 2 février 1998. Construit en coopération avec l’Allemagne et l’Italie à Creys-Malville, soit 50 km à l’est de Lyon, le nouveau réacteur était entré en activité courant 1996 mais avait rapidement suscité une vive opposition, notamment des Verts dont le parti Socialiste avait besoin de l’appui pour gagner les élections [20]. L’argument avancé en vue de sa fermeture était la lente oxydation du sodium du réacteur détectée en juin 1990, période de fonctionnement normal de la machine à 90% de sa puissance nominale [21].

L’une des conséquences de l’abandon de Superphénix sera l’arrêt des recherches sur les réacteurs à neutrons rapides (RNR) que ne compensera pas le lancement par Jacques Chirac, en 2006, du projet de l’Advanced Sodium Technological Reactor fo Industrial Demonstration (ASTRID), lequel sera à son tour abandonné en 2019 sous l’effet des vives critiques de la part des écologistes tels que Greenpeace qui lui reprochait, entre autres, les risques associés au refroidissement du sodium.

Il sera suivi par les retards incessants de construction de l’EPR de Flamanville confiée à AREVA [22]. Créée en 2001 par fusion de FRAMATOME et de COGEMA, cette entreprise est devenue ORANO en 2018. Ses mauvaises relations avec EDF sont l’une des causes des difficultés de lancement du nouveau réacteur.

Parallèlement, c’est l’ensemble de la croissance nucléaire qui est fragilisée en 2011 par une limitation de la contribution de cette source d’énergie à 50% de la production nationale d’électricité [23]. La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), adoptée en 2019 précise en outre les objectifs contraignants tels que la fermeture de 14 réacteurs nucléaires, la baisse de la consommation finale d’énergie de 7,6 % en 2023 et de 16,5 % en 2028, par rapport à 2012, ce en dépit du rapport D’Escatha-Billon, recommandant une relance immédiat du nucléaire, qui avait été remis à Nicolas Hulot en juillet 2018 et immédiatement classé secret défense.

Au total, selon les conclusions de la Commission d’Enquête, la filière nucléaire souffre d’une perte de perspectives longues et d’un rapport à la science qui la privent d’une vision de ce que devrait être une ambition industrielle dans un contexte de changement climatique. Ces déficiences se traduisent par six erreurs : – une prévision erronée de l’évolution énergétique dirigée vers la sortie des sources fossiles ; – une opposition stérile entre nucléaire et sources renouvelables ; – l’absence d’anticipation de la prolongation de vie des réacteurs et de leur renouvellement ; – le manque d’étude de ce que devrait être la construction de filières renouvelables ; – l’acceptation d’un marché européen de l’électricité fragilisant le développement électrique de la France ; – l’arrêt de Superphénix et des filières nucléaires à neutrons rapides. Face à « un mur énergétique inédit », la France doit remettre en cohérence toutes les composantes de son système énergétique qu’énumèrent trente propositions. La dénonciation des erreurs et les recommandations sont-elles toujours pertinentes ? Certains en doutent qui reprochent à la Commission d’Enquête un biais pro-nucléaire qui lui aurait fait négliger la maîtrise de la demande, la compréhension du retard des renouvelables, l’intérêt de l’hydrogène, la préconisation d’une suppression d’AREVA sans alternative et une analyse superficielle des rapports prix de l’électricité-prix du gaz naturel.

Sur un point, au moins, l’accord semble acquis : la nécessaire réforme du marché électrique européen dit « market design » et le retour à une planification énergétique.

 

5. Retour en grâce de l’énergie nucléaire et perspectives 2050

Au début de la décennie 2020, la dénonciation des risques climatiques associés à la poursuite d’une consommation d’énergie carbonée se multiplient. Le Groupe Intergouvernemental d’Experts sur l’Évolution du Climat (GIEC) renouvelle ses sombres perspectives. En outre, les conséquences énergétiques de l’entrée en guerre de la Russie contre l’Ukraine, fin février 2022, font prendre conscience de la vulnérabilité des pays européens.  
  • A l’échelle Europe
Les désaccords entre pays membres n’ont pas disparu. D’un côté, la France et ses alliés (Bulgarie, Croatie, République tchèque, Estonie, Finlande, Hongrie, Pays-Bas, Pologne, Roumanie, Slovénie, Slovaquie, Suède, Belgique) poussent à une position ferme et claire de la Commission Européenne en faveur de l’énergie nucléaire. De l’autre, l’Allemagne, appuyée par l’Italie, l’Espagne, l’Autriche et le Luxembourg, résiste. Aux yeux de ces derniers, l’objectif de neutralité carbone de l’UE en 2050 ne doit être poursuivi que par une consommation plus efficace alimentée par les sources décarbonées que sont les renouvelables mais pas le nucléaire. Hors UE, le Royaume-Uni est plus que jamais favorable au nucléaire. Pourquoi un tel ostracisme européen ? Le rappel, en 2020, par la Cour de Justice de l’UE que le Traité de l’EURATOM avait pour objectif la création d’une puissante industrie nucléaire européenne et qu’il avait la même valeur que les autres traités, n’a pas eu d’écho. Le 30 mars 2023, le Conseil et le Parlement ont proposé d’atteindre 45% de sources renouvelables dans la consommation finale de l’UE en 2030, via la directive Renewable Energy Directive (RED 3) et le projet de règlement Net Zero Industry Act (NZIA) sans faire mention à l’énergie nucléaire qui a pourtant fourni plus de 25% des 2 884 TWh consommés en 2021.

Surtout depuis l’envolée des prix en 2021, l’idée d’une réforme du marché de l’électricité a cependant progressé. Le 14 septembre 2022, la présidente de la Commission s’est même engagée à y parvenir, mais rien n’a encore abouti, mise à part l’autorisation à titre provisoire de la captation des revenus de vente des producteurs par les États membres à partir de 180 €/MWh. De nombreux projets sont à l’étude dont celui qui consisterait à passer du régime de marché à un régime hybride alliant planification et marché [24]. Partant du constat que durant les quinze dernières années en Europe, « aucun investissement ne s’est fait par le marché, mais uniquement par des politiques publiques de subvention de long terme », les auteurs proposent de « passer du régime de marché à un régime hybride alliant planification et marché ». Celui-ci consisterait en l’établissement d’une agence publique ayant à charge la planification du mix électrique pour ensuite négocier des contrats de long terme avec les producteurs. Ces derniers, y compris les Power Purchase Agreements (PPA) ne devraient surtout pas indexer leurs prix sur ceux du marché spot [25].

Reste à échapper à la dépendance de Rosatom qui détient plus de 40% des capacités mondiales d’enrichissement. Pour ce faire, la France a signé l’accord du 16 avril 2023 avec les États-Unis, le Royaume-Uni, le Canada et le Japon. En outre, elle a pris l’initiative de créer l’Alliance Nucléaire en vue de « construire pour l’atome européen une chaîne de valeur résiliente et indépendants », notamment à l’égard de la Russie. Ses 14 membres (voir plus haut les appuis de la France) auxquels se sont joints l’Italie, observateur, et le Royaume-Uni, invité, se sont déjà rencontrés trois fois à Stockholm (28 février 2023), Bruxelles (28 mars) et Paris (16 mai).

 
  • En France

Après un premier quinquennat peu enclin à relancer le nucléaire [26], Emmanuel Macon déclare à Belfort, le 10 février 2022, « le temps de la renaissance du nucléaire est là ». Pour produire 60% d’électricité de plus, six EPR 2 vont devoir être mis en chantier dans les plus brefs délais, suivis de huit autres ultérieurement. Dans les débats qui suivent, le Sénat adopte, le 17 janvier 2023, un texte accélérant les procédures liées à la construction de nouvelles centrales nucléaires qui comporte la suppression du plafond de 50% de nucléaire dans le mix électrique 2035, de même que le maximum de 63,2 GW de nucléaire installé dans le code de l’énergie [27].

De son côté, l’Assemblée Nationale vote le 16 mai 2023, un autre texte simplifiant les procédures administratives et urbanistiques qui devrait permettre un gain de deux ans pour le démarrage des EPR 2, dont ceux de Penly qui le seraient en juin 2024 au lieu de juin 2026. En revanche, l’Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN) n’est pas absorbé par l’ASN comme certains le souhaitaient.  
  • Relancer la production d’électricité nucléaire
Quelles pourraient être les trajectoires de la production électronucléaire au cours des prochaines décennies ? La principale menace est celle du risque de « falaise » qui ferait passer brutalement les capacités installées de 60 GW en 2020 à 10 en 2030, après 40 ans de bons et loyaux services. Comment l’éviter ?

Dans une perspective de neutralité carbone en 2050, les scénarios « Futurs énergétiques 2050 » de Réseau Technique de France (RTE), tablent sur une consommation d’énergie qui devrait baisser de 40% à l’horizon 2050, mais qui comporterait une contribution d’électricité comprise entre 60 et 65% de la consommation finale d’énergie, soit 555 TWh (sobriété), 752 TWh (ré-industrialisation) ou même 900 TWh si l’on en croît l’Académie des Sciences, convaincue du développement à grande échelle des véhicules électriques et des pompes à chaleur (Lire : La politique électrique française à l’horizon 2050, en jeux et contraintes).

Pour ce faire, l’essor des sources renouvelables devrait atteindre 100 GW de solaire, 40 GW d’éolien offshore et 40 GW d’éolien terrestre, quelques dizaines de GW de biomasse et de gaz naturel sous forme de GNL en provenance de Méditerranée orientale mais surtout une reprise de croissance des capacités de production nucléaire à partir du parc 2023, soit 61,4 GW constitué de 32 réacteurs de 900 MW, 20 de 1 300 MW et 4 de 1 450 MW (Figure 1). Comment la France peut-elle y parvenir ?  
Figure 1. Trois scénarios de mix énergétique 2050 [Source : © RTE]
  • Les voies de la relance
La première voie consiste à retrouver la trajectoire antérieure à l’arrêt des réacteurs suite à la découverte de 320 soudures à risque de fissures sur 56 installations. En dépit d’une baisse de production de 7,4% au cours du premier trimestre 2023, EDF affiche une production électronucléaire de 300-330 TWh en 2024, après accord par l’ASN du plan de contrôle de 92% des soudures à risque, en commençant par celles du réacteur n°1 de Nogent-sur-Seine et du n°2 de Cruas.

Le rendement de ce parc, 35-36% en moyenne, pourrait-il être amélioré de 3%, ou même de 4 à 5% sur certains réacteurs ? Certains le pensent en jouant sur une modification du circuit secondaire dont les enjeux de sûreté sont moins structurants que ceux du circuit primaire, en réduisant la durée d’arrêt de maintenance, en fonctionnant plus fréquemment en stretch out ou par une optimisation thermodynamique du cycle eau-vapeur (Lire : Les réacteurs de recherche). D’autres cependant en doutent [28].

Plus important est l’achèvement en 2024 de l’EPR (1 670 MW) de Flamanville (Manche) en chantier depuis 2007. Devrait suivre la construction de six nouveaux EPR 2, à partir de 2027-30, sous la forme de trois paires installées à Penly (Seine Maritime), Gravelines (Nord) et sans doute dans la vallée du Rhône. Sans entrave, huit autres réacteurs pourraient compléter le programme [29].

Parmi les autres filières de production en gestation, les plus avancées sont les petites tailles, de type Advanced Small Reactor (AMR) ou Small Modular Reactor (SMR)[30]. En France, NUWARD, filiale d’EDF, du CEA, de Naval Group et de Technic-Atome, propose un avant-projet détaillé de deux réacteurs type EPR de 170 MW, soumis à demande d’autorisation fin 2026, pour début de construction en 2030 et mise en service en 2035. Retenue dans la stratégie « France 2030 », cette technologie qui veut remplacer les économies de taille par des économies de série (plusieurs centaines d’installations en 2050) attend un signe d’intérêt de la Direction Générale de l’Énergie de la Commission Européenne, alors même que la Suède, la Finlande et la Tchéquie s’y intéressent [31] (Lire : Les réacteurs électrogènes modulaires de faible puissance ou Small Modular Reactors-SMR). D’autres entreprises telles que CALOGENA, du groupe GORGE, disent chercher une alliance avec ORANO pour développer un prototype ; NEWCLEO, start-up italo-britannique, prévoit d’investir 3 G€ en 2023-2030 dans la construction d’un SMR de 4ème génération à neutrons rapides ; Hexana et Stellaria, start-up du CEA projettent des sels fondus.

Restent les recherches sur la fusion qui se poursuivent à Cadarache (Lire : La fusion nucléaire : état et perspectives), mais qui intéressent aussi l’entreprise allemande MARVEL Fusion disposée à construire un démonstrateur pour une technologie de rupture, du type fusion nucléaire par laser.

 
  • Vaincre un possible manque d’eau

Comme toutes les autres filières énergétiques, le nucléaire est sensible aux évolutions climatiques, dont le réchauffement lié entre autres, au besoin d’eau de refroidissement des centrales électriques [32]. En France, ce dernier représente 64% des volumes prélevés, mais du fait des restitutions, il se limite à 5-12% de la consommation effective d’eau, soit loin derrière l’agriculture (48%) ou les ménages (24%).

Les 15 Gm3 prélevés chaque année, dont 0,5 consommés, sont cependant suffisamment importants dans une perspective de raréfaction d’eau pour qu’EDF s’en soit préoccupé dès le rapport du GIEC de 1990, puis son plan « Aléas climatiques » de 2004, sa stratégie climatique de 2010 et sa Force d’Action Rapide Nucléaire (FARN) de 2013. D’autant que l’alarmante sécheresse de l’année 2022 a contraint à un fonctionnement dérogatoire ( sur la température maximale autorisée) de cinq centrales (Bugey, Saint Alban, Tricastin, Blayais, Golfech) et a contribué à l’obligation d’importer de l’électricité [33]. Conclusion : depuis 2000, la production d’électricité nucléaire qui a diminué de 0,3% pour des raisons climatiques, pourrait baisser de 1,5% d’ici 2050.

L’évolution des besoins en eau au cours des prochaines décennies est donc étudiée avec attention en distinguant les deux systèmes de refroidissement utilisés [34] :

– celui des réacteurs en circuit ouvert, sans tours auto-réfrigérantes, soit 14 en bord de mer et 12 en bord de fleuve, qui prélèvent 50 m3/seconde mais rejettent quasiment tout en plus chaud ;

– celui des réacteurs en circuit fermé, avec tours auto-réfrigérantes, soit 30 réacteurs en bord de fleuve, qui prélèvent 2 à 4 m3/seconde mais ne restituent que 77% du prélèvement, du fait d’une évaporation de l’ordre de 20 à 25%.

Par exemple, Bugey comporte des tours de refroidissement pour 2 réacteurs (BUG4 et BUG5) mais pas sur les 2 premiers BUG2 et BUG3), ainsi que Cruas. Seuls 2 réacteurs à Bugey et les 4 de Tricastin, sur le Rhône, n’ont pas de tour de refroidissement. Paluel, 4 réacteurs, étant situé sur la Manche, n’a pas de tour de refroidissement. Toutes les solutions sont comparées, y compris celles encore peu avancées pour des raisons techniques et économiques : – la création de réseaux supplémentaires pour stocker des effluents lorsque les températures sont très élevées ou les débits trop faibles, comme à Civaux ;

– le recyclage d’une partie de la vapeur d’eau (12% du prélèvement) via le système Infinite Cooling mis au point par le Massachussetts Institute of Technology (MIT) [35] et testé au Bugey.

 
Figure 2. Modalités de réfrigération [Source : © EDF]

On peut aussi penser à une transformation du système de refroidissement vers l’hybride avec tour de refroidissement supplémentaire avant rejet des eaux sur le modèle de la centrale d’Asco, en Espagne [36].

 
  • Moderniser le cycle du combustible
Ce parc de centrales, considérablement accru, devra être approvisionné en combustibles, donc acquérir plus d’autonomie sur un marché mondial de l’uranium enrichi contrôlé à 43% par ROSATOM, 31% par l’anglo-germano-hollandaise URENCO, 13% par la China National Nuclear Power (CNNC) et 12% par ORANO.

A partir d’un approvisionnement en uranium naturel qui continuera à venir principalement du Niger, du Kazakhstan, de l’Ouzbékistan, de Namibie et d’Australie, ORANO devra donc investir massivement pour assurer l’extension de ses installations du Tricastin en reproduisant à l’identique la partie actuelle de l’usine où l’uranium est centrifugé en vue d’augmenter sa teneur en U 235, jusqu’à 5 à 8 millions d’UTS/an. Plus précisément, il s’agira d’une montée en puissance de l’usine Philippe Coste (conversion) et de l’extension des installations Georges Besse (enrichissement) [37], pour un coût vraisemblablement compris entre 1,3 et 1,7 G€ [38]. Cette croissance de la production devrait permettre à ORANO de bien résister à URENCO qui enrichit par ultracentrifugation, notamment en direction du marché des États-Unis, lequel a décidé de se libérer de toute dépendance russe depuis le Russian Suspension Act du 7 avril 2022[39].

L’entreprise poursuivra ensuite sa fabrication des combustibles (UOX) puis leur retraitement (MOX et URT) à la Hague, leur entreposage avant vitrification et stockage des déchets ultimes par le Centre Industriel de Stockage Géologique (CIGEO) de Bure (Meuse, Haute Marne) sous la responsabilité de l’Agence Nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs (ANDRA). Pour aller plus loin, le CEA, EDF, FRAMATOME et ORANO étudient le multi-recyclage en REP (MRREP) (Lire : La gestion des déchets radioactifs).

 
  • Restructurer l’industrie électrique
Pour développer la filière nucléaire, les besoins financiers sont considérables. Outre la poursuite du grand carénage estimée à 66 G€, la construction de six réacteurs type EPR2 ne devrait pas coûter moins de 60 G€. Avec un endettement de 64,5 G€, au moment où ses pertes d’exploitation sont évaluées à 17,9 G€ pour l’année 2022, EDF peut-elle prendre un tel risque ? Certainement pas sans l’appui de l’État dont on attend qu’il assume ou, au moins, partage les risques de cette relance.

Ces nouveaux moyens financiers devraient, entre autres, permettre le recrutement d’environ 100 000 ingénieurs, chaudronniers, soudeurs et autres spécialistes, dès 2023-26 pour un début de montée en puissance puis en 2027-30 en vue de l’accélération liée à la construction des nouveaux réacteurs. Selon certains analystes étrangers, la crise sociale provoquée par la réforme des retraites pourrait faire obstacle à un recrutement d’une telle ampleur et, par là, contraindre la France à importer de l’électricité [40].

Pour réaliser de telles trajectoires assurant prospérité et sécurité énergétiques, tout en limitant les impacts sur l’environnement, la France doit maîtriser toutes les technologies de production-transformation des sources d’énergie non fossiles. Ses succès au cours des décennies 1960-1980 prouvent qu’elle le peut en redonnant à l’État un rôle central dans la définition d’une vision politique à long terme commune à tous les acteurs, selon Jean-Paul Bouttes. Cette vision, confirme Agnès Pannier-Runacher, ministre de la transition énergétique, sera contenue dans les textes en préparation, début 2023 : la loi de Programmation de l’Énergie et du Climat (LPEC) et la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE). Toute avancée dans cette direction implique une réorganisation du groupe EDF. La voie prospectée depuis 2018 sous la dénomination de « Projet Hercule », puis « Grand EDF », consistait à scinder le groupe en trois parties : – EDF bleu, entreprise publique chargée des installations nucléaires et du réseau de transport ; – EDF vert, entreprise commerciale, responsable de la distribution électrique et des sources renouvelables, cotée en bourse, donc susceptible d’attirer des capitaux privés, notamment sur l’éolien et le solaires ; – EDF azur, reprenant les barrages hydroélectriques dont ceux dont les concessions sont échues. Un tel projet a très vite suscité l’hostilité des syndicats et d’une partie de la classe politique qui y ont vu les prémisses d’un démantèlement aboutissant à une socialisation des pertes et une privatisation des profits. Il a, en outre, suscité des réticences de la Commission européenne, redoutant des subventions croisées et une échappatoire à la mise en concurrence. Hercule a donc été abandonné en juillet 2021 au profit d’un projet de renationalisation du groupe sous la forme d’une Opération Publique d’Achat (OPA), permettant à l’État de racheter les 16% du capital d’EDF qui avaient été vendus à des actionnaires privés. Ces derniers ont refusé de vendre leurs actions au très bas prix de 12€, mais ils vont devoir se plier à la décision favorable de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF) de novembre 2022 qu’a confirmé la Cour d’Appel de Paris, le 3 mai 2023. Parallèlement, sous l’effet de la flambée des prix de 2022, plusieurs traders, tels Hydroption, vont faire faillite, obligeant le gouvernement à établir un bouclier tarifaire lequel oblige EDF à une augmentation à 120 TWh, désormais rémunérée à 46€/MWh, de sa production destinée à l’ARENH.

« Contrainte de racheter sur le marché de gros où les prix dépassent les 200 €/MWh l’énergie qu’il lui manque pour respecter cette nouvelle obligation, EDF a estimé devoir essuyer une perte sèche d’entre 7,7 et 8,4 milliards d’euros »[41]. Dès lors, à combien vendra-t-elle aux industriels l’électricité nucléaire d’ARENH dont le coût en 2023 est déjà estimé à 57-58€/MWh ?

La politique du nouveau président-directeur d’EDF, Luc Rémont, nommé en novembre 2022, est encore incertaine. Pour la contrôler, l’Assemblée Nationale a adopté le 4 mai 2023 une proposition de loi précisant « qu’EDF est une société anonyme d’intérêt national dont le capital est détenu à 100% par l’État ». Si cette décision faisant d’EDF un groupe unifié est bien confirmée par un vote du Sénat, elle devrait couper court à toute tentative d’un retour à Hercule. Mais quel statut pour EDF et pour son marché de l’électricité ? (Lire : Électricité : du régime de marché à un régime hybride planification-marché). Face à un gouvernement qui veut un retour d’EDF à son statut d’entreprise publique, sur un marché de l’électricité qu’il contrôle, il semble bien que le nouveau PDG fera tout son possible pour conserver sa liberté.

 

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: Advanced Research Projects Agency-Energy.
ASN : Autorité de sûreté nucléaire.
CEA : Commissariat à l’énergie atomique.

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CEE : Communauté économique européenne.
CEEA/Euratom : Communauté européenne de l’énergie atomique.
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CGE : Compagnie générale d’électricité.
Cigre : Conférence internationale des grands réseaux électriques.
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COP : Conférence des parties.
DGSNR : Direction générale de la sûreté nucléaire et de radioprotection.
DSIN : Direction de la Sûreté des Installations Nucléaires.
EDF : Électricité de France.
ENA : École nationale d’administration.

ENR : Énergie Nouvelle et Renouvelable.
EPR : European Pressurized Reactor.

FARN : Force d’Action Rapide Nucléaire. GIEC : Groupe Intergouvernemental d’Experts sur l’Évolution du Climat.

HCTISN : Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire.
INSTN : Institut national des sciences et techniques nucléaires.

INES : International Nuclear Event Scale.
IPSN : Institut de protection et de sûreté nucléaire.
IRSN : Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire.

OPA : Opération Publique d’Achat
PEON : Production d’Électricité d’Origine Nucléaire.

PPA : Power Purchase Agreement.

PPE : Programmation Pluriannuelle de l’Énergie.
REP : Réacteur à Eau Pressurisée.

RNR : Réacteur à Neutrons Rapides

RTE : Réseau Technique de France.
SCSIN : Service central de sécurité des installations nucléaires.
SFAC : Société des forges et ateliers du Creusot.
SENA : Société d’énergie nucléaire franco-belge des Ardennes.

SMR : Small Modular Reactor TARTAM : Tarif Réglementé et Transitoire d’Ajustement au Marché.

TRVE : Tarif Réglementé de la Vente d’Électricité.
UKAEA : United Kingdom Atomic Energy Authority.
UNGG : Uranium Naturel, Graphite et Gaz.
Unipede : Union internationale des producteurs et distributeurs d’énergie électrique.

 

Notes et références

[1] La question est moins pertinente à l’échelle mondiale. De 10% du mix électrique en 2022, la part de la filière pourrait osciller entre 9 et 12% en 2050, principalement du fait des choix de la Chine et de l’Inde. Bénard Vincent (2023). La filière nucléaire : comment libérer son potentiel ? Institut de recherches économiques et fiscales.

[2]«L’Allemagne et la Commission peuvent-elles comprendre, non seulement que l’énergie nucléaire est un allié du climat, au contraire du charbon, mais qu’elle constitue un pilier central de l’économie française et de son développement futur. S’efforcer de l’interdire est ressenti par les Français comme une volonté de leur nuire ». Brice Lalonde (2023). Electricité, décarbonation : pourquoi l’Europe a tout faux. Le Point, 16.04.23.

[3]La Commission était présidée par Raphael Schellenberger et avait pour rapporteur Antoine Armand. Son rapport est consultable sur Internet : voir Bibliographie.

[4]Bouttes Jean-Paul (2023) : voir Bibliographie.

[5] Gille Bertrand. Histoire des techniques, p. 877.

[6] Elle est contée en détail par Paul Dreyfus (1982). Histoires extraordinaires de la résistance en Europe. Paris : Fayard, 418 p, (pp. 163-184).

[7] Bouttes Jean-Paul. Souveraineté, op. cit,

[8]Bouttes Jean-Paul. Souveraineté, op. cit. Voir aussi Goldschmidt Bertrand (1969). Les principales options techniques du programme français de production d’énergie nucléaire. Revue Française de l’Energie, n°215, octobre-novembre, p. 83-96.

[9] Carle Rémy (1998). L’électricité nucléaire, une réalité du vingtième … et du vingt-et-unième siècle. Réalités Industrielles, août, pp.

[10] Finon Dominique (2009). Force et inertie de la politique nucléaire française. Une co-évolution de la technologie et des institutions. (p. 189).

[11] Bouttes Jean-Paul. Souveraineté, op. cit,

[12]Martin Jean-Marie (1990). L’économie mondiale de l’énergie. Repères, La Découverte, 126 p, (p 113) ou Jean-Pierre Raffin (2012- 2015). Retour sur l’histoire du nucléaire en France, Reporterre.

[13] Taccoen Lionel (2023). Marché de l’électricité : pour une dérégulation choisie par les Etats membres. La Revue de l’énergie, n°665, novembre-décembre, p. 12.

[14] Débrégeas Anne et Gassin Hélène (2023). Crise de l’énergie : est-ce la faute au marché ? Alternatives Economiques, 06 juin.

[15] Académie des technologies (2023). Pour une nouvelle politique européenne de l’énergie, mai, 10 p.

[16] Sergent Adrien (2023). EDF, la concurrence jusqu’à la lie ? Institut Rousseau, 23 mars.

[17]Sous la pression d’une longue opposition des Verts (Die Grunen) à cette source d’énergie, surtout depuis leur entrée au Bundestag en 1983. Résultat : un prix de l’électricité deux fois plus élevé en Allemagne qu’en France en 2022.

[18]Lesquelles n’incluent même pas l’hydroélectricité (375 TWh, 20% de la production en 2021), d’où la démarche des grandes compagnies électriques européennes en mai 2023 auprès de la Commission Européenne en vue d’une révision.

[19] Commission d’enquête de l’Assemblée Nationale, op. cit.

[20]D’autres oppositions viendront de chercheurs critiquant les conditions de la décision prise « après un débat d’aussi courte durée, limité à quelques responsables de l’administration et de l’industrie ». Institut Économique et Juridique de l’Énergie (1975). Alternatives au nucléaire. Grenoble : PUG, 96 p,(p. 9).

[21] Cette défaillance se révélera être une petite membrane en néoprène dans le compresseur d’un circuit auxiliaire qui, déchirée, laissait entrer un peu d’air.

[22] Du nom de l’abbaye cistercienne espagnole d’Areva les choisi pour sa beauté par Anne Lauvergeon, présidente de COGEMA en 1999.

[23]« Depuis la loi « Nome », nous avons assisté à la descente aux enfers d’EDF, démantelée, écartelée, sommée tout à la fois de faire des cadeaux à une concurrence parasite, d’atténuer sur ses propres deniers le prix européen de l’électricité pour les Français et, privée des ressources nécessaires, de consentir néanmoins un immense effort d’investissement ». Brice Lalonde. Électricité, décarbonation, op. cit.

[24] Finon Dominique et Becker E. (2022). Le modèle d’acheteur central, une réponse aux défauts du marché électrique actuel. La Revue de l’Énergie, n°662, mai-juin

[25] Débrégeas Anne et Gassin Hélène (2023). Crise de l’énergie, op. cit.

[26] Du fait de collaborateurs plutôt hostiles à l’atome : Nicolas Hulot, François de Rugy, Élisabeth Borne, Barbara Pompili.

[27] Adopté en 2015 sous le mandat de Daniel Hollande en quête d’un appui des Ecologistes, le plafond de 50% avait été repoussé de 2025 à 2035 par Nicolas Hulot avant d’être re-confirmé en 2019 par Emmanuel Macron.

[28] Pellen André (2023). Centrales nucléaires : vers un rendement amélioré ? Energie et matières premières, 21 avril.

[29]Au cours de cette période, outre celui d’Olkilnoto en Finlande (2023) et ceux de Chine (2020), plusieurs EPR 3 devraient fonctionner au Royaume-Uni (Hinkley Point) et en Corée du Sud. Greffe Louis-Benoit. L’EPR français en Finlande, une réussite industrielle injustement passée sous silence. Breizh-Info, 25.04.2023.

[30]Escande Philippe (2023). Nucléaire : « le temps des cathédrales est derrière nous ». Le Monde, 17.04.23

[31]Crassous Renaud. Ce que l’UE doit faire selon le patron de NUWARD. Euractiv, 26.04.2023.

[32] Le document le plus complet sur le sujet est le rapport de la Cour ces Comptes. L’adaptation au changement climatique du parc de réacteurs nucléaires, mar 2023, 116 p.

[33] Vaglietti Giulia et Creti Anna (2023). Sécheresse, crise énergétique et nucléaire en France : quels liens ? The Conversation, 4 juin.

[34] Desgranges Alain (2023). La consommation d’eau des centrales nucléaires en question. Le Monde de l’Energie, 26 avril.

[35] Godelier Marine (2023). Nucléaire : le plan d’EDF pour adapter ses centrales au manque d’eau. La Tribune, 18 mai. Mouterde Perrine (2023). EDF veut rassurer sur l’adaptation de ses centrales nucléaires au changement climatique. Le Monde, 19 mai.

[36] Vaglietti Giulia et Creti Anna (2023). Sécheresse, op. cit.

[37] Taccoen Lionel (2023). Le G7 confirme la rupture avec le nucléaire russe. Lettre Géopolitique de l’électricité, n°122, 22 mars.

[38]Le Monde de l’Energie. Enrichissement de l’uranium : la France bientôt souveraine ? 09.05.2023.

[39] En 2021, les Etats-Unis importaient 28% de l’uranium russe. Leurs besoins futurs sont encore très mal connus car certains Etats comme la Californie s’opposent toujours au retour du nucléaire alors que la Tennessee Valley Authority (TVA) dit vouloir construire une vingtaine de SMR. Veer Pierre-Guy (2023). Etats-Unis : une renaissance du nucléaire. Contrepoints, 25 mai.

[40] Sassi Francesco (2023). La crisi del modello energetico francese. Rivista Energia, il blog della rivista Energia , 23-25 marzo.

[41] Sergent Adrien (2023). EDF, la concurrence jusqu’à la lie ? op cit

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