Centrale-Énergies

La fin des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) d'électricité

Arnaud Martin (ECP 05), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2015-02-01T21:28:00Z

Le marché de l'électricité est ouvert à la concurrence depuis 2004 pour les entreprises et les collectivités et depuis 2007 pour les clients particuliers. Les maillons de la chaîne de valeur de l'électricité que sont la production et la commercialisation sont ouverts à la concurrence. Des fournisseurs alternatifs proposent des offres de fourniture d'électricité. Toutefois, l'état a programmé la fin des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) d'électricité pour fin 2015 pour les puissances supérieures à 36 kVA.

Cet article propose successivement des réponses aux questions suivantes : Qu'est-ce qu'un TRV ? Pourquoi leur extinction ? Quelles conséquences pour les clients et pour les fournisseurs d'électricité ? Et dans ce cadre, quelle évolution à venir du marché de l'électricité en France ?

Quelques rappels et chiffres clés sur les TRV

Les Tarifs Réglementés de Vente (TRV) sont apparus en 1946 lors de la nationalisation des entreprises des secteurs électrique et gazier au sein d'un seul et unique opérateur intégré d'électricité, EDF. Seules quelques entreprises locales n'ont pas été intégrées à EDF, on les appelle les Entreprises Locales de Distribution (ELD)(1).

L'évolution des TRV est réglementée par l'Etat. Ces tarifs ne peuvent être proposés que par EDF et par les ELD.

Le principe de base des TRV est la couverture des coûts réels de fourniture (production et commercialisation) et d'acheminement (transport et distribution) de l'électricité. A ces deux composantes s'ajoutent les taxes. Chaque composante représente environ un tiers du prix total.

Quelques chiffres sur les TRV Bleu (< 36 kVA), Jaune (36 kVA < < 250 kVA) et Vert (> 250 kVA).

Les TRV contestés par la Commission Européenne

A ce jour, le bilan de l'ouverture du marché en France reste mitigé : 92% des sites restent gérés par les fournisseurs historiques, soit 89% des consommations annuelles d'électricité en France métropolitaine (source : observatoire trimestriel de la CRE). L'activité concurrentielle se concentre sur les grands sites : sur ce segment le marché est fragmenté. En revanche la concurrence est quasi inexistante pour les petits et moyens sites.

Cette faible concurrence a conduit la Commission Européenne dès le milieu des années 2000 (2007 pour l'électricité) à lancer des enquêtes pour vérifier le respect du droit à la concurrence. La Commission Européenne a estimé que le niveau de prix des TRV Electricité rendait certains segments de marché difficilement accessibles aux concurrents d'EDF, et a donc demandé à l'Etat Français de mettre en œuvre les conditions à la mise en place d'un marché de l'électricité concurrentiel.

Pour mettre fin au différend avec Bruxelles, le gouvernement français a inscrit dans la loi NOME(2) la fin des TRV après le 31/12/2015 pour les sites dont la puissance souscrite est strictement supérieure à 36 kVA, soit les sites aux tarifs Jaune et Vert.

Nota : une réglementation similaire a été votée sur le gaz. La fin des TRV Gaz est prévue au 30/06/2015 pour les sites ayant une consommation annuelle supérieure à 200 MWh et au 31/12/2015 pour les sites con-sommant plus de 30 MWh par an.

Un renouvellement massif des contrats de fourniture d'électricité d'ici fin 2015

Tous les clients possédant des sites aux tarifs régulés Jaune ou Vert vont donc devoir changer de contrat de fourniture d'électricité. Cela concerne plus de 400 000 clients actuels d'EDF. C'est l'occasion pour eux de mettre en concurrence les différents fournisseurs dans le cadre d'un appel d'offre.

Les acheteurs du secteur public (administrations, groupements de communes…) soumis à une obligation de mise en concurrence doivent anticiper la procédure d'appel d'offre.

Les copropriétés, dans le cadre des charges communes, doivent également anticiper l'échéance de fin 2015 en fonction de la date de l'assemblée générale afin que les copropriétaires puissent se prononcer sur la procédure à mettre en œuvre pour la sortie des tarifs réglementés.

Les collectivités locales s'organisent pour lancer des appels d'offres groupés, ce qui leur apporte deux avantages non négligeables :
– Poids plus important pour négocier les prix du fait de la massification des besoins ;
– Délégation d'une procédure longue et complexe à un organisme spécialisé.

Ces groupements sont généralement organisés par les syndicats intercommunaux d'énergie. L'UGAP, centrale d'achat public, propose également ce service.

Une offre équivalente est proposée au secteur privé. Par exemple, WattValue, acteur indépendant spécialisé dans les services à l'énergie, compte profiter de la fin des TRV pour lancer une plateforme collaborative d'achat groupé dédiée aux PME-PMI : B2B Wattunity. Le service est déjà disponible pour le gaz et sera élargi à l'électricité en 2015.

La fin des TRV va conduire l'ensemble des consommateurs ayant des sites aux tarifs Jaune et Vert à « s'intéresser » aux offres disponibles sur le marché, tout particulièrement les petits consommateurs ayant des sites dont la puissance est supérieure à 36 kVA. Jusqu'à présent, ces derniers sont restés aux TRV, ces tarifs régulés par l'Etat ayant un effet rassurant sur eux.

Dans ce contexte, la fin des TRV constitue une véritable opportunité pour les fournisseurs alternatifs de conquérir des parts de marché supplémentaires.

Le positionnement des fournisseurs alternatifs sur le marché de l'électricité

A fin 2014, les fournisseurs alternatifs se positionnent de manière différenciée sur le marché de l'électricité :
– Certains tels que E-ON et ENEL ciblent les gros consommateurs, ce qui permet de réduire les coûts commerciaux et de proposer des offres plus complexes ayant une meilleure compétitivité face aux TRV ;
– D'autres à l'instar de Energem et Lampiris visent les petits consommateurs, généralement plus difficiles à atteindre et qui nécessitent des coûts commerciaux très faibles pour rester compétitifs ;
– D'autres encore ciblent des marchés de niche, tel que Enercoop qui mise sur la spécificité de ses offres vertes ;
– Direct Energie, à l'instar des opérateurs historiques EDF et GDF-Suez, est le seul fournisseur alternatif à se positionner sur l'ensemble des segments de marché.

La situation financière des fournisseurs alternatifs est assez dégradée. Il leur est donc indispensable de trouver de nouveaux vecteurs de sécurisation de leur chiffre d'affaires et de leur marge. Or, ils disposent de peu de leviers de différenciation sur la base du prix : 85% de leur approvisionnement provient de l'ARENH et 15% du marché de l'électricité, à un prix intégrant beaucoup de composantes « bourses de l'électricité », donc pas fondamentalement différent de l'un à l'autre. La fin des concessions hydroélectriques, qui pourrait leur apporter davantage de marge de manœuvre, se fait attendre. Il faut donc s'attendre à une bataille intense sur le front de la commercialisation, c'est-à-dire sur les coûts commerciaux et la marge. Dans ce cadre, la bonne connaissance des clients et de leurs attentes ainsi que l'efficacité des stratégies marketing des fournisseurs seront autant d'éléments clés pour conquérir des parts de marché.

A noter d'ailleurs qu'au-delà de la fourniture d'électricité, les fournisseurs ont également la possibilité de générer des revenus supplémentaires en proposant des offres de fourniture de gaz et des services associés ou non à la fourniture d'énergie.

La fin des TRV, guerre des prix ou création de valeur ?

EDF se prépare activement au bouleversement induit par la fin des TRV, pour d'une part être prêt à répondre aux appels d'offre relatifs aux 420 000 sites aux tarifs Jaune et Vert , et d'autre part pour fidéliser ses clients et limiter ainsi l'attrition face à des fournisseurs alternatifs qui ne manqueront pas d'avoir des approches commerciales agressives.

Nul ne sait dire ou prédire quel sera le paysage du marché de l'électricité à l'issue de l'extinction des TRV Jaune et Vert. Ce qui est certain, c'est que la fin des TRV ne devrait pas remettre en cause la bataille sur les prix, qui reste le premier critère de choix des clients. Néanmoins, au-delà du prix, les fournisseurs pourront faire la différence en jouant sur deux leviers principaux : la commercialisation de services innovants et à forte valeur ajoutée pour les clients, comme par exemple en donnant la possibilité au client de valoriser les effacements de consommation ; et la qualité de la gestion de la relation client intégrant, entre autres, une forte dimension numérique.

Tout cela conduira les fournisseurs à concevoir et déployer de nouvelles offres et de nouveaux services avec un time-to-market le plus réduit possible, ce qui suppose que ces derniers aient mis en place des organisations, des processus et des systèmes d'informations agiles et adaptés à ce contexte fortement concurrentiel. A suivre donc…

Retrouvez également cet article dans le Flash n°43.

(1) Au sortir de la Seconde Guerre Mondiale, les Entreprises Locales de Distribution (ELD) ont échappé à la nationalisation dans l'ensemble EDF pour conserver leur autonomie et assurer le monopole de la fourniture et de la distribution d'électricité sur quelques parties du territoire français.
(2) NOME : Nouvelle Organisation du Marché de l'Electricité, loi publiée en 2010

La déconstruction des Installations Nucléaires de Base (INB) par EDF, une expérience acquise depuis plus de 10 ans

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2014-02-01T18:54:00Z

Cet article reprend les principaux thèmes abordés lors la conférence co-organisée par Centrale-Energies et le Groupement des Techniques Avancées et Nucléaires le 24 octobre 2013 et animée par Bertrand MARTELET, Directeur du Centre d'Ingénierie Déconstruction et ENvironnement (CIDEN) d'EDF.

Après avoir rappelé le contexte réglementaire dans lequel s'inscrivent les activités de démantèlement des installations nucléaires, Bertrand Martelet a présenté les différents enjeux de cette phase importante du cycle nucléaire souvent mal connue du public et dans laquelle la France dispose d'une réelle et importante expérience.

Un contexte réglementaire précis

La déconstruction des installations nucléaires s'inscrit en France dans un cadre réglementaire précis prescrivant à la fois la stratégie générale de démantèlement à appliquer ainsi que le principe de financement. Pour rappel, l'AIEA définit 3 stratégies de démantèlement :
– Confinement sûr : consiste à assurer un confinement sécurisé sur le site même, ce qui a pour conséquence de maintenir le site sous statut nucléaire et revient à rendre le site non réutilisable sauf pour d'autres usages nucléaires.
– Démantèlement différé : le projet de démantèlement démarre une trentaine d'année après l'arrêt de l'installation. Les activités radiologiques sur site sont réduites mais cette stratégie ne permet pas de bénéficier directement des connaissances et expériences des exploitants. Elle fait de plus porter la responsabilité de la déconstruction sur les générations futures.
– Démantèlement immédiat : le démantèlement est initié dès l'arrêt de l'installation, ce qui permet de bénéficier des compétences des exploitants et de l'historique de l'exploitation. En contrepartie, il est nécessaire de disposer de solutions pour gérer les déchets nucléaires.

EDF applique depuis 2001 la stratégie de démantèlement immédiat, ou plus exactement « dans des délais aussi brefs que possible », au sens de l'arrêté INB publié en 2012 consécutivement à la loi de Transparence et de Sûreté Nucléaire, dite « loi TSN » de 2006. Ces lois confirment la responsabilité des exploitants nucléaires pour toutes les opérations nécessaires jusqu'au démantèlement complet des INB. Elles imposent par ailleurs aux exploitants nucléaires de constituer dès le démarrage de l'exploitation, des provisions pour opérer ce démantèlement. En ce qui concerne EDF ces provisions sont couvertes par des actifs dits « dédiés sûrs » qui permettent de garantir de manière durable la disponibilité des fonds. Ces provisions, constituées dans le temps et intégrées au prix de vente de l'électricité, sont de l'ordre de 2,2 milliards d'euros 2012 pour les réacteurs de génération I et de 10,4 milliards d'euros 2012 pour le parc en exploitation.

Les déchets, un enjeu majeur du démantèlement

En France, les modalités de gestion des déchets radioactifs sont définies dans le Plan National de Gestion des Matières et des Déchets Radioactifs (PNGMDR), issu de la loi du 28 juin 2006. Si la responsabilité financière des déchets incombe aux Producteurs, la conception, la construction et l'exploitation des centres de stockage sont confiées à l'Agence Nationale des Déchets Radioactifs (l'Andra est un EPIC créé en 1991).
Les solutions de gestion opérationnelles des déchets – ou exutoires – varient en fonction de la nature des déchets.

tab dechets nuc

invent déchets nuc

Plus de 80% des déchets sont de nature « conventionnelle » (gravats…). Néanmoins, au sein d'une INB, si un déchet provient d'un périmètre classé nucléaire, il est considéré comme un déchet nucléaire, indépendamment de son activité radiologique. Cette spécificité française :
– Permet un suivi extrêmement sûr et précis des déchets.
– Mais exige aussi un traitement spécifique, long et coûteux.

Exemple : les 2.000 t de métal des boucles secondaires de la centrale au sodium de Creys-Malville ont dû être stockées dans le centre CIRES alors que leur taux de radioactivité est extrêmement faible, à un niveau où la réglementation de la plupart des autres pays aurait permis de les traiter comme des déchets non nucléaires.

Dans l'attente d'une solution de stockage géologique des déchets à moyenne activité vie longue et à haute activité, EDF a entrepris la construction d'une installation intermédiaire sur le site de la centrale du Bugey. Cette installation doit permettre d'entreposer sur une surface de 8.000 m², pour une durée limitée (50 ans), les déchets de moyenne activité à vie longue ; soit 300 tonnes issues de la génération I et, à plus long terme, 1.500 tonnes issues des réacteurs existants de génération II (principalement des éléments issus des blocs réacteurs). Le chantier de construction rencontre des difficultés suite à de nombreux recours d'opposants au projet.

Les enjeux industriels du démantèlement

EDF gère actuellement le démantèlement des 9 centrales de la première génération : Chooz, Brennilis, Chinon, St-Laurent, Bugey et Creys-Malville. Cependant, chaque réacteur requiert une stratégie de démantèlement bien particulière, en effet chaque réacteur est spécifique par sa technologie, son historique de production et sa situation. De plus les sites de production de Chooz, Bugey, Chinon et St-Laurent contiennent par ailleurs des réacteurs actuellement en exploitation.

réacteurs en déconstruction

Le processus de démantèlement est prévu pour durer entre 15 et 20 ans et comporte 3 étapes :

1. Mise à l'arrêt : sortie du combustible et vidange du circuit primaire : 99,9% de la radioactivité est alors évacuée.

2. Démantèlement partiel : tous les composants jusqu'au bloc réacteur.

3. Démantèlement du bloc réacteur.

Aujourd'hui le programme de démantèlement des 9 réacteurs EDF progresse conformément au planning, avec des projets pour lesquels EDF démarre la dernière étape (Brennilis, Chooz et Creys en particulier).

Ces projets requièrent la mobilisation d'une main d'œuvre relativement importante mais inférieure à celle nécessaire à l'exploitation ; ainsi, 100 à 300 personnes peuvent être mobilisées sur un site pour des activités de découpe, de levage et de conditionnement. De fait, la sécurité des personnes face à la radioprotection et aux risques conventionnels de ce genre de chantier est donc un enjeu majeur.

Les activités de démantèlement sollicitent de très nombreux savoir-faire et exigent le développement de nombreuses innovations dans lesquelles toute la filière nucléaire est investie (CEA, AREVA, EDF, …). On peut citer l'exemple de la conception de la première usine au monde de traitement industriel de sodium (métal explosif et inflammable lorsqu'il est sous forme liquide) provenant de SuperPhénix et le développement d'un robot laser pour perforer les zones de rétention de sodium dans les tronçons horizontaux du circuit primaire. Certaines de ces innovations profitent d'ailleurs du retour d'expérience d'autres pays comme les Etats-Unis (découpage de cuve sous eau, recherche sur un démantèlement initié à partir du bloc réacteur…). Il est à noter que les réacteurs de nouvelle génération intègrent la problématique de démantèlement dès la conception.

Les autres enjeux du démantèlement

Les défis à relever lors des activités de démantèlement ne sont pas qu'industriels. En effet, la protection du public, des salariés et de l'environnement doit être une priorité absolue.

En outre, les projets de déconstruction, à l'instar des projets de construction de nouvelles centrales, sont des projets globaux faisant intervenir un grand nombre de parties prenantes qu'il faut coordonner et piloter et dont il faut entretenir les compétences. Par exemple, dans le cadre de la déconstruction de la centrale de Creys, plus de 30 entreprises sont impliquées.

L'acceptabilité du public est un élément majeur, comme en témoignent le nombre de recours administratifs opposés au projet de Brennilis depuis son arrêt en 1985 (annulation par deux fois du décret de démantèlement complet) ou encore les freins aux projets d'entreposage et de stockage des déchets nucléaires, alors même que les stratégies de décroissance du nucléaire sont souhaitées par les mêmes opposants. Ainsi, des cahiers des charges sociaux ont été mis en place. Ils constituent une pièce structurante du dossier de l'appel d'offre et sont élaborés par les exploitants, les fédérations professionnelles, les prestataires, les partenaires sociaux et les services de l'Etat, sous la supervision de l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN). Ils précisent les règles de transparence communes à l'ensemble des acteurs de la filière nucléaire et sont, notamment avec les Centres d'information du public et les Commissions Locales d'Information, des éléments qui permettent d'assurer proximité, pédagogie et ouverture. Les citoyens sont informés sur la nature des travaux, sur les obligations des exploitants, sur l'avancement physique, sur les problématiques de sûreté et de coût ainsi que sur la gestion des déchets.

A l'heure où le sujet de la stratégie de politique industrielle de la France fait l'actualité, il est bon de garder en tête que notre pays dispose, face aux perspectives immenses de ce marché en très forte croissance (140 réacteurs arrêtés dans le monde, 150 autres d'ici 2025), d'un atout majeur sur la scène internationale au travers des savoir-faire et des expertises accumulés par sa filière de déconstruction nucléaire depuis plus de 10 ans.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°38.

Le Nucléaire en Chine

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2013-06-01T15:52:00Z

Devant les problématiques liées au dérèglement climatique, à la sécurité des approvisionnements énergétiques dans un contexte de raréfaction des ressources fossiles, le nucléaire apparaît aujourd'hui comme une composante majeure du « mix » énergétique des pays industrialisés et des pays en voie de développement.

La Chine, actuel moteur de l'économie mondiale, est devenue depuis 2006 le pays le plus émetteur de gaz à effet de serre, devant les États-Unis. Il apparaît donc opportun de dresser le bilan et les perspectives de la consommation d'électricité en Chine ainsi que du positionnement du nucléaire au sein du mix énergétique chinois.

Une explosion de la consommation d'électricité en Chine ces trente dernières années

En lien avec son développement économique, la consommation d'électricité a véritablement explosé en Chine ces trente dernières années : elle a été multipliée par près de 20 depuis le début des années 70.

En 1986, la production d'électricité en Chine correspondait à moins de 20% de la production d'électricité des États-Unis. Aujourd'hui, ce ratio est de 80%. La Chine est en effet devenue le 2ème parc de production d'électricité après celui des États-Unis. La capacité électrique installée en Chine est fin 2009 de 874 GWe (source WNA).

Un mix énergétique chinois très carboné

Avec près de 80% d'électricité produite à partir du charbon, le mix énergétique Chinois reste très carboné par rapport à ceux des pays industrialisés.

Le nucléaire chinois représente 2,1% de la production d'électricité chinoise en 2008. Le parc nucléaire chinois est à ce jour le 7ème parc mondial (Source : International Energy Agency).

Quelques dates clés du développement de la filière nucléaire chinoise

– 1950 : Lancement de la recherche sur des applications militaires de la fission nucléaire
– 1955 : Accord de coopération nucléaire entre la Chine et l'Union Soviétique
– 1956 : Construction du premier réacteur expérimental à eau lourde à l'institut CIAE proche de Pékin et création du Ministère chargé du développement de l'énergie atomique (applications militaires)
– 1970 : Lancement par le premier ministre Zhou Enlai d'un programme électronucléaire civil
– 1974 : Émergence d'un projet de centrale nucléaire de conception et fabrication chinoise dont la construction ne commencera qu'en 1985 (Qinshan 1) à cause des errements de la révolution culturelle
– De 1985 à nos jours, construction et mise en service des centrales nucléaires civiles actuellement

Un parc nucléaire relativement jeune et performant

Le parc nucléaire chinois est constitué de 11 centrales nucléaires pour une puissance installée de près de 9 000 MWe. Ce parc est relativement jeune - la centrale la plus âgée a moins de 15 ans – et repose sur l'utilisation de 4 technologies d'origines chinoise, française (Réacteur à Eau Pressurisée, REP), canadienne (CANDU) et russe (VVER). La technologie REP est néanmoins la principale technologie utilisée au sein du parc nucléaire chinois (réacteur CPR 1000, mis au point grâce aux transferts de technologie que les Chinois ont imposé aux Français).

Les abords des rivières sont des sites privilégiés sur lesquels de futurs sites nucléaires devraient s'implanter.

En matière de performance, les disponibilités sur les centrales Daya Bay 1-2, construites par EDF et AREVA, sont remarquables et le retour d'expérience significatif. Leur taux de disponibilité est d'environ 85% en 2005, et est comparable sur les 5 dernières années à celui des centrales nucléaires européennes et américaines.

Les acteurs chinois du nucléaire

Le marché du nucléaire Chinois est structuré autour de quatre acteurs industriels principaux couvrant l'ensemble du cycle nucléaire (exploitant, architecte industriel, opérateur du cycle du combustible) : China National Nuclear Corporation (CNNC), China Power Investment Corporation (CPI), China Guangdong Nuclear Power Company (CGNPC), State Nuclear Power Technology Corporation (SNTPC).

Ces opérateurs s'appuient sur cinq entreprises chinoises capables de fabriquer et de fournir des pièces de centrales nucléaires : China First Heavy Industry (CFHI), China Erzhong (CE), Shangai Group (SEC), Dongfang Group (DEC) et HPEG. AREVA a notamment créé en 2009 une Joint Venture avec Dongfang (voir le site AREVA).

En 2013, la capacité de production de ces entreprises devrait atteindre 6 unités par an. Ces industriels sont en cours de qualification pour la fabrication de pièces forgées de réacteurs de 1000 MW et devraient être prochainement capables de fournir des pièces de l'AP1000 et de l'EPR. A noter un projet RNR de 800 MW à Sanmen, pour mise en service prévue en 2020.

Une consommation prévisionnelle d'électricité en forte croissance

La Chine devrait connaître une augmentation importante de sa demande en électricité, d'environ +160% d'ici 2020. La Chine aura à répondre à cette forte hausse, tout en tenant compte de contraintes environnementales croissantes.

Dans ce cadre, la Chine s'engage à réduire de 40 à 45% ses émissions de gaz à effet de serre par unité de PIB en 2020 par rapport à 2005 (déclaration du Conseil d'Etat Chinois le 26/11/2009). Pour autant, aucun accord engageant concret n'a été signé au niveau international (Cf. les résultats de la conférence de Copenhague de fin 2009).

Afin de répondre à l'augmentation de la consommation en électricité et au durcissement des exigences environnementales, la Chine devrait utiliser deux leviers principaux :
– 1er levier : rééquilibrer le mix énergétique, ce qui impliquera de développer :
Les importations de gaz et le réseau gazier
De l'énergie hydroélectrique encore sous-exploitée
De l'énergie électronucléaire
– 2ème levier : augmenter l'efficacité thermique des centrales électriques au charbon.

Malgré la volonté de rééquilibrage du mix énergétique chinois, celui-ci ne se trouvera probablement pas bouleversé d'ici 2020. La Chine devrait toujours dépendre essentiellement de ses centrales au charbon même si la part des autres sources d'énergies pourra augmenter sensiblement.

Perspectives du nucléaire chinois

Le programme nucléaire chinois vise à faire de la Chine un acteur majeur du nucléaire mondial. Les enjeux du programme sont de :
– Maîtriser d'ici 2020 l'ensemble de la chaîne du nucléaire
– Ne plus dépendre des technologies importées
– Développer sa propre technologie de réacteur nucléaire de 3ème génération.

Le programme nucléaire chinois doit permettre de disposer d'ici 2020 d'une puissance installée d'au moins 60 GWe. Cela suppose que 3 à 6 nouvelles unités soient mises en service chaque année pendant les 15 prochaines années, et vraisemblablement plus, certaines projections officielles faisant état de 200 GWe en 2030. Au final, le nombre de réacteurs installés croîtrait très fortement et la puissance installée pourrait être multipliée par 20. Le montant total des investissements pour atteindre ce but devrait s'élever à 67 milliards de dollars.

Actuellement, sont en construction 18 unités de Génération 2+, 4 AP1000 et 2 EPR. Près d'une trentaine d'unités sont programmées.

En conclusion , bien que l'énergie d'origine nucléaire ne représente que 5% du mix énergétique chinois à l'horizon 2020, le programme nucléaire chinois n'en reste pas moins très ambitieux, ce qui confirme la relance de la filière du nucléaire dans le monde.

Vous pouvez retrouver cet article dans le Flash n°18 de juillet 2010

La sûreté nucléaire en France : avant et après Fukushima

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2012-10-01T17:55:00Z

Compte-rendu de la conférence du 14 Juin 2012 de Martial Jorel (IRSN)

L'accident majeur de la centrale nucléaire de Fukushima, consécutif au séisme et au tsunami qui a ravagé la région de Sendaï, a débouché sur une situation inimaginable a priori. Cette catastrophe repose donc la question fondamentale de la sûreté des installations nucléaires et de la maîtrise du risque nucléaire.
Martial Jorel, Directeur du Management des connaissances à l'IRSN (Institut de Radioprotection et Sûreté Nucléaire), était Directeur de la Sûreté des Réacteurs à l'époque de la catastrophe de Fukushima. Dans ce cadre, il a été amené à conduire, à la demande de l'Autorité de Sûreté Nucléaire (A.S.N.), les Etudes Complémentaires de Sûreté (ECS) menées au sein de cet institut. Martial Jorel est intervenu le 14 juin dernier [1] pour présenter la manière dont cet accident remet en perspective l'approche et les dispositions de sûreté existantes et conduit à améliorer encore ces dispositions.

L'IRSN, qu'est-ce que c'est ?

L'IRSN est un établissement public français chargé de remplir trois grandes missions :

Recherche et service publics : définition et mise en œuvre de programmes de recherche nationaux et internationaux, contribution à la formation et à l'enseignement en radioprotection, veille permanente en matière de radioprotection et contribution à l'information du public
Appui et concours techniques aux autorités publiques,
Prestation contractuelle d'expertises, dans un cadre européen, pour expertiser les réacteurs étrangers, prestations d'études et de mesures…

L'IRSN intervient sur un large domaine d'activité, et notamment le domaine de la sûreté nucléaire (réacteurs, cycle du combustible, déchets…). Dans ce cadre, son ambition est de faire avancer la sûreté nucléaire et la radioprotection dans toutes ses dimensions : technique et scientifique, économique, réglementaire, sociétale et internationale.

La construction du système de sûreté nucléaire

Le système de sûreté nucléaire émerge dès les années 1950, d'abord aux USA. A cette époque, certains points font l'unanimité :

Le risque zéro n'existe pas ;
Il faut avoir une approche probabilité / conséquence. La probabilité d'un accident doit être minimisée et les impacts limités en cas d'occurrence d'un accident ;
Les installations sont si complexes qu'il faut mener des études de sûreté sans attendre des retours d'expérience.
La sûreté nucléaire en France fut à l'origine placée sous la responsabilité du CEA. La gestion de la sûreté a ensuite progressivement évolué pour en 2006 s'articuler autour de 4 acteurs majeurs : l'ASN, l'IRSN, les concepteurs / constructeurs / exploitants et enfin la société civile.

Les principes de sûreté

Une installation présente des dangers potentiels, d'origine interne à l'installation ou externe (chute d'avion, phénomènes climatiques…). Il convient de mettre en place un dispositif pour minimiser les risques d'occurrence de ces dangers et leurs impacts s'ils sont avérés. Pour cela, il faut s'efforcer de bien connaître tous les risques potentiels, les dispositions et systèmes de sûreté ainsi que la vie réelle des installations.
La sûreté commence en amont de la conception de l'installation (études de sûreté), et s'étend durant sa conception / construction / exploitation… jusqu'à son démantèlement. Elle passe par la conduite d'études de sûreté, de Recherche & Développement et se doit de prendre en compte non seulement les aspects techniques mais aussi les aspects liés au facteur humain.
La sûreté nucléaire vue de l'installation consiste à :

Interposer entre l'environnement et les produits radioactifs dangereux une série de barrières étanches et résistantes ;
Assurer la tenue de ces barrières dans les situations d'exploitation (normales, incidentelles, accidentelles)

Dans un réacteur nucléaire, la gaine du combustible (1ère barrière) doit permettre de contrôler la réaction nucléaire et d'assurer le refroidissement du combustible. Le circuit primaire (2ème barrière) permet de maintenir l'inventaire en eau [2], de refroidir l'eau par échange thermique et d'assurer le confinement de l'eau primaire. Enfin, l'enceinte de confinement (3ème barrière) doit permettre de maintenir le confinement des produits radioactifs dans toutes les situations, de dépressuriser l'enceinte pour évacuer sa puissance [3].
Pour éviter la défaillance des barrières ou pour limiter les conséquences de leur défaillance, il faut assurer trois fonctions de sûreté : le contrôle de la réactivité, le refroidissement du combustible et le confinement des produits radioactifs.

Tous les accidents susceptibles de se produire n'ont pas la même probabilité d'occurrence ni les mêmes conséquences. Deux exigences sont donc posées :

Plus un accident est probable, plus ses conséquences doivent être limitées.
Plus un accident a des conséquences graves, moins il doit avoir de « chances » de se produire.

Afin d'assurer une continuité entre ces deux exigences, un domaine de situations « interdites » est défini.

Dans les années 1970, 3 niveaux de sûreté ont été définis :

Niveau 1 : Prévention des fonctionnements anormaux et des défaillances
Niveau 2 : Contrôle des fonctionnements anormaux et des défaillances
Niveau 3 : Contrôle des accidents de dimensionnement
Dès cette époque, les aléas externes tels que les séismes et inondations sont pris en compte.

Les accidents graves de Three Mile Island (TMI) en 1979 – fusion du cœur avec peu de rejets - et de Tchernobyl en 1986 – Explosion du cœur avec des rejets très importants - ont alors beaucoup apporté à la démarche de sûreté. Le système de sûreté nucléaire passe alors de 3 à 5 lignes de défense :

Niveau 4 : Dispositions complémentaires et gestion des accidents graves
Niveau 5 : Contre-mesures de protection de la population (évacuation, confinement…)

En France, la politique de sûreté a toujours été d'analyser tous les incidents et accidents, en France ou à l'étranger, pour en tirer des enseignements pour la conduite des installations existantes. Ceci est favorisé par la politique des paliers (types de centrales) mise en œuvre par E.D.F..
A titre d'exemple, suite à l'inondation partielle des locaux ayant affecté la centrale du BLAYAIS en 1999, des initiateurs supplémentaires ont été pris en compte dans les analyses : analyse de la protection des équipements et des locaux, évolution de la méthodologie de protection… Il en est de même pour ce qui concerne les séismes : évaluation de l'aléa, prise en compte des paléoséismes (analyse dans le sous-sol des traces de séismes non relatés dans les écrits)…

Toutes ces évolutions amènent à des modifications des installations.

Les réexamens de sûreté

Les examens de sûreté décennaux permettent de :

Comparer la sûreté de l'installation à son niveau de sûreté initial, à celle des paliers en exploitation les plus récents,
Définir le lot de modifications décennales,
Effectuer un examen de conformité et corriger les écarts,
Se prononcer sur l'aptitude à poursuivre l'exploitation pour les 10 ans à venir.
Ces réexamens sont une exigence réglementaire en France et constituent un complément aux examens de sûreté réalisés lors de la mise en service des tranches. Ils permettent notamment d'évaluer les domaines pour lesquels le retour d'expérience apporte peu d'enseignements. D'autre part, ils s'appuient sur les constats réalisés lors des inspections qui ont lieu régulièrement entre deux examens décennaux (plusieurs fois par an ou en cas d'incidents / accidents).

Les Evaluations Complémentaires de Sûreté (ECS) post Fukushima

L'accident de Fukushima a permis de constater « à chaud » les dysfonctionnements suivants :

Dimensionnement inapproprié de la centrale face à certaines agressions naturelles,
Pertes durables du refroidissement et des alimentations électriques,
Défaillances affectant toutes les installations d'un site – difficultés de la gestion à long terme.
A l'issue de cet accident, des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) ont été menées en France [4] et ont conduit à des propositions qui concernent tous les volets de l'évaluation :
Eviter la perte d'une fonction fondamentale de sûreté
Eviter la survenue d'une situation redoutée
Existence d'une possibilité de gestion d'un accident grave dans des situations extrêmes

Les ECS ont mis en exergue que les aléas peuvent être bien plus conséquents que ceux prévus initialement, et peuvent porter sur tout un site sur une longue durée. Elles conduisent donc à faire évoluer la défense en profondeur :

Réévaluation du niveau d'aléa sur les niveaux 4 et 5 de la défense en profondeur,
Définition d'un noyau dur, qui doit, en cas d'aléas extrêmes, être protégé à l'égard des éventuels événements induits (incendie, explosion, chute de charge…)
Prise en compte des interventions humaines en situations accidentelles
Il apparaît également nécessaire de compléter les référentiels de sûreté actuels dans certains domaines, notamment la caractérisation des mouvements sismiques, les combinaisons d'agressions à prendre en compte (externes, internes), …
Exemple : prise en compte d'un aléa sur une tranche à un aléa sur plusieurs tranches en simultané

Conclusion

La sûreté des installations fait véritablement l'objet d'une amélioration continue. Elle s'appuie sur les retours d'expérience ainsi que sur les réexamens de sûreté. Elle prend en compte les réflexions sur les objectifs de sûreté (dans le cadre de l'extension de durée de fonctionnement des installations par exemple) ainsi que les évolutions des règles et doctrines suite à des accidents tels que Fukushima.
L'accident de Fukushima a induit de nombreux questionnements et inquiétudes de la part de la société civile. Face à cette situation, il est plus que jamais nécessaire d'écouter la société, ses préoccupations, ses craintes, d'assumer les incertitudes et les risques, de développer les connaissances et d'innover, et bien évidemment d'accroître les vigilances.
La sûreté est au cœur du patrimoine nucléaire national. Elle en définit la valeur et conditionne l'avenir de cette industrie. A ce titre elle motive l'innovation. La sûreté nucléaire ne peut procéder que de la volonté de la nation, consciente de l'enjeu. Elle est mise en œuvre par chaque acteur concerné.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°31.

[1] Conférence organisée par le Groupement des Techniques Avancées et Nucléaires de l'AECP et le Groupe Professionnel Centrale Energies

[2] On parle d' « inventaire en eau primaire » et d' « inventaire en eau des générateurs ». Il faut contrôler que la « quantité d'eau » aux différents endroits de l'installation reste la même de manière à sécuriser la fonction que cette eau doit couvrir et donc à garantir le bon fonctionnement et la sûreté de l'installation.

[3] Si en cas d'accident, des gaz sont produits dans l'enceinte, il faut pouvoir les évacuer pour éviter une explosion - comme cela s'est produit à Fukushima. Il faut pouvoir relâcher notamment l'hydrogène. Mais pour relâcher les gaz contaminés il faut avoir mis en place des filtres. Cela a été fait sur toutes les centrales françaises.

[4] Les ECS ont été conduites par l'IRSN à la demande de l'ASN.

Complément à la conférence du 14 juin 2012 : quelques éléments financiers

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2012-10-01T17:54:00Z

« Suite aux prescriptions présentées par l'ASN le 28 juin 2012 dans le cadre des évaluations complémentaires de sûreté, EDF confirme son engagement à réaliser des travaux visant au renforcement du niveau de sûreté de ses installations nucléaires. Ces travaux sur le parc nucléaire s'inscrivent dans le programme d'investissement global du Groupe à l'horizon 2015.

EDF a d'ores et déjà engagé un plan d'action conformément aux prescriptions techniques de l'ASN comme par exemple :

La mise en place de la Force d'Action Rapide du Nucléaire qui sera capable d'intervenir, en cas d'urgence, sur n'importe quel réacteur en France d'ici la fin de l'année 2012
L'évolution des centres locaux de crise pour gérer des événements extrêmes
Le processus d'appel d'offres pour la fabrication des diesels d'ultime secours. »

Le « surcoût » engendré est estimé par EDF à 10 milliards d'euros maximum par rapport aux investissements qui ont déjà été programmés.
Jean-Marc Miraucourt, directeur de l'ingénierie du parc nucléaire d'EDF, confiait ainsi à l'AFP début 2012 les propos suivants : « Pour pouvoir exploiter notre parc de 58 réacteurs jusqu'à 60 ans, nous avions quantifié les dépenses nécessaires à environ 40 milliards d'euros sur une trentaine d'années et nos premières estimations montrent qu'on devrait rester dans une fourchette de 40 à 50 milliards d'euros ».

Autres chiffres de référence :

Coût de construction de l'EPR de Flamanville : 6 à 7 milliards d'euros
Coût de construction d'un EPR de série : de 4 à 6 milliards d'euros

Source : Rapport financier EDF du premier semestre 2012

Retrouvez également cet article dans le Flash n°31.

Les déchets radioactifs en France : -Bilan actuel et perspectives

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2010-03-01T17:11:00Z

Les enjeux actuels liés au dérèglement climatique débattus lors du sommet de Copenhague positionnent l'énergie nucléaire, sobre en émission de CO2, comme une source d'énergie incontournable. La relance des projets de construction de centrales nucléaires est d'ailleurs en cours : 30 réacteurs sont en construction dans le monde et 200 sont en projet ! Cependant, l'énergie nucléaire, comme toute industrie, génère des déchets qu'il est indispensable de gérer afin de maîtriser leurs impacts sur l'homme et l'environnement. Il nous semble donc nécessaire de nous intéresser au bilan et aux perspectives en matière de gestion des déchets radioactifs. Dans cet article nous nous intéresserons à la situation en France.

Rappel : Qu'est qu'un déchet radioactif ?

La loi stipule qu'un déchet est un résidu d'un processus de production, de transformation ou d'utilisation, abandonné ou que son détenteur destine à l'abandon. Certains déchets sont dits « ultimes » lorsque qu'ils ne sont plus susceptibles d'être traités dans les conditions techniques et économiques du moment.

Un déchet radioactif est une substance dont aucun usage n'est prévu, et dont le niveau de radioactivité ne permet pas la décharge sans contrôle dans l'environnement.

Les producteurs de déchets radioactifs en France

Les déchets radioactifs proviennent essentiellement de centrales de production d'électricité, des usines de traitement des combustibles usés et des autres installations nucléaires civiles et militaires qui se sont développées au cours des dernières décennies. En France, les principaux producteurs de déchets radioactifs sont EDF, AREVA et le CEA. On compte néanmoins également plus de 1000 petits producteurs tels que les laboratoires de recherche, les hôpitaux, des entreprises du secteur industriel…

Les différents types de déchets nucléaires

Les paramètres de classification des déchets radioactifs diffèrent d'un pays à l'autre. En France, les déchets radioactifs sont classés selon deux paramètres :
– Le niveau de radioactivité (ou activité) :
généralement exprimé en Becquerels (Bq) par gramme ou par kilogramme, il correspond à la quantité de rayonnements émis par les éléments radioactifs (radionucléides) contenus dans les déchets. On distingue 4 niveaux d'activités différents : Haute Activité (HA), Moyenne Activité (MA), Faible Activité (FA) et Très Faible Activité (TFA).
– La période radioactive :
exprimée en années, jours, minutes ou secondes, elle correspond au temps au bout duquel une matière radioactive perd naturellement la moitié de sa radioactivité. Cette période est très variable, d'une fraction de secondes à des milliards d'années. On distingue ainsi les déchets à Vie Très Courte (VTC, période radioactive inférieure à 100 jours), à Vie Courte (VC, période comprise entre 100 jours et 31 ans) et ceux à Vie Longue (VL, période supérieure à 31 ans).

– Les déchets HA proviennent pour l'essentiel de l'industrie électronucléaire : ils correspondent aux éléments radioactifs non valorisables isolés lors du retraitement des combustibles usés.
– Les déchets MA-VL sont majoritairement issus des structures qui entourent le combustible usé (coques et embouts) ou des résidus liés au fonctionnement des installations nucléaires (déchets issus du traitement des effluents, des équipements…).
– Les déchets FMA-VC (Faible et Moyenne Activité à vie courte) sont principalement des déchets liés à la maintenance (vêtements, outils, filtres…) et au fonctionnement des installations nucléaires (traitements d'effluents liquides ou filtration des effluents gazeux). Ils peuvent également provenir d'opérations d'assainissement et de démantèlement de telles installations.
– Les déchets FA-VL sont des déchets dits « radifères » (présence de radium et/ou de thorium) et « de graphite ». Ils sont principalement issus d'opérations de recherche et de traitement chimique de minerais pour les déchets radifères (exemple : métallurgie fine) et du démantèlement des réacteurs nucléaires de première génération U.N.G.G. (Uranium Naturel Graphite Gaz) pour les déchets de graphite. D'autres déchets FA-VL existent tels que les paratonnerres, détecteurs d'incendie….
– Enfin, les déchets TFA sont des déchets inertes (béton, gravats, terres) provenant essentiellement du démantèlement des installations nucléaires ou d'industries classiques utilisant des matériaux naturellement radioactifs.

Les volumes de déchets radioactifs en France

En France, environ 2 kg de déchets radioactifs, toutes catégories confondues, sont produits par an et par habitant. Pour mémoire, les déchets industriels et ménagers représentant respectivement 2 500 kg et 306 kg par an et par habitant.
À la fin de l'année 2007, étaient entreposés ou stockés en France environ 1.153.000 m3 de déchets radioactifs. Les déchets HA et MA-VL ne représentent respectivement que 0,2% et 3,6% du volume des déchets représentant 94,98% et 4,98% de la radioactivité. Ci-dessous la répartition en volume des déchets HA par secteur économique à fin 2007 :

Les solutions pour gérer les déchets

Le traitement des déchets radioactifs consiste à transformer le déchet initial en un déchet présentant des caractéristiques plus appropriées pour sa gestion à long terme tout en réduisant autant que possible son volume. On peut citer par exemple le compactage et la vitrification.

Le conditionnement consiste à incorporer le déchet dans un matériau permettant d'assurer une protection du déchet ou un meilleur confinement de sa radioactivité : la « matrice ». L'ensemble (matrice et déchet) est placé dans un conteneur adapté, qui peut lui aussi présenter des propriétés de rétention des éléments radioactifs.
Pour réaliser le conditionnement, on utilise :
– des matrices de verre pour les déchets les plus radioactifs (produits de fission et actinides mineurs provenant des combustibles usés),
– des matériaux à base de ciment, des résines polymères ou du bitume pour les déchets moyennement ou faiblement radioactifs.

Les conteneurs sont en béton ou en acier (acier ordinaire ou inox). Dans certains cas, les déchets ne sont pas conteneurisés avant stockage (en cas de très faible activité par exemple).

Les déchets conditionnés sont appelés colis.
Deux centres de stockage de surface existent actuellement dans l'Aube pour les déchets de TFA et FMA à vie courte. Un troisième centre de stockage dans la Manche a reçu son dernier colis de déchets FMA en 1994 et est actuellement sous surveillance. A ce jour il existe des solutions pour le stockage des déchets FA-VL, MA-VL et HA mais les centres correspondant ne sont pas encore opérationnels. Ces déchets sont entreposés sur leurs sites de production, à La Hague (AREVA), à Marcoule (CEA) et à Cadarache (CEA) et sur les sites des anciennes centrales UNGG. A la différence d'un centre de stockage, les lieux d'entreposages de déchets radioactifs ne sont pas conçus pour assurer des fonctions de sûreté à très long terme sans surveillance.

Les progrès réalisés pour réduire le volume des déchets

Les traitements opérés sur les déchets FMA-VC ont permis de faire baisser la quantité de déchets livrés annuellement d'une moyenne de 30 000 m3 à la fin des années 1980 à environ 13 000 m3 dans les années 2000. Pour les déchets MA-VL, le super compactage mis en œuvre par AREVA dans l'usine de La Hague, a réduit d'un facteur 4 les volumes de déchets de structures du combustible usé. Globalement, le volume annuel des déchets HA et MA-VL a été divisé d'un facteur supérieur à 6 en regard des paramètres de conception des usines de traitement : ils passent d'un volume attendu lors de la conception des usines, de l'ordre de 3m3 par tonne de combustible traité, à moins de 0,5 m3 actuellement. Ces réductions de volume ont été obtenues grâce aux recherches menées et permettent ainsi d'optimiser les ressources rares que sont les centres de stockage.

Des acteurs clés de la gestion des déchets radioactifs
– L'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra), établissement public indépendant des producteurs de déchets radioactifs, est chargée d'exploiter et surveiller les centres de stockage existants, mais aussi d'étudier et concevoir des solutions pour gérer les déchets qui n'ont pas encore de centres de stockage dédiés. L'Andra prend en charge les déchets radioactifs non électronucléaires (issus des hôpitaux, universités, …) et assure la réhabilitation d'anciens sites pollués par la radioactivité. Enfin, elle a une mission d'information et contribue à la diffusion de la culture scientifique et technique.
– Les producteurs de déchets radioactifs sont les industriels dont les activités (électronucléaire, recherche, défense nationale, hôpitaux, etc.), engendrent des déchets radioactifs. Ils sont responsables de la bonne gestion de ces déchets avant leur prise en charge par l'Andra. Ils doivent définir les modes de traitement et de conditionnement des déchets et conditionner leurs déchets. Ils assurent l'entreposage des déchets qui n'ont pas de filière opérationnelle à ce jour. Ils sont en outre responsables du transport des autres déchets conditionnés jusqu'aux centres de l'Andra. Seules exceptions à ce principe, les « petits producteurs », tels que les laboratoires de recherche hors CEA ou les hôpitaux, pour lesquels l'Andra assure elle-même la collecte, le traitement et le conditionnement des déchets.
– L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) contrôle les producteurs de déchets et l'Andra, dans leurs activités nucléaires. Elle instruit également les procédures d'autorisation des installations nucléaires de base (INB), y compris les installations de traitement et de conditionnement ou les centres de stockage de déchets radioactifs.
De nombreux autres organismes ont un rôle clé en France sur le sujet des déchets radioactifs, tels que la Direction générale de la prévention des risques (DGPR) et le Haut Comité pour la transparence et l'information sur la sécurité nucléaire (HCTISN).

Les perspectives sur les déchets radioactifs

Dans l'hypothèse d'une poursuite de la production électronucléaire, avec également des hypothèses spécifiques à chaque secteur d'activité à l'origine de la production des déchets, l'Andra estime que le stock prévisionnel de déchets radioactifs sera le suivant en 2020 et 2030 :

	Volumes 2020 stockés ou entreposés	Volumes 2030 stockés ou entreposés
TFA	629 217	869 311
FMA-VC	1 000 675	1 174 193
FA-VL	114 592	151 876
MA-VL	46 979	51 0009
HA	3 679 dont 74 de combustibles usés	5 060 dont 74 de combustibles usés
Total	1 804 142	2 251 449

D'ici là, des solutions complémentaires de stockage devraient être en service. La loi de programme du 28 juin 2006 charge en effet l'Andra d'étudier :
– Des solutions d'entreposage pour les déchets (FMA et TFA) tritiés. La plupart de ces déchets sont trop actifs ou trop dégazants pour pouvoir être stockés en l'état aux centres de stockage FMA et TFA de l'Aube (risque de marquage de l'environnement par le tritium, élément très mobile).
– Un projet de stockage à faible profondeur pour les déchets de faible activité à vie longue (FA-VL). Le stockage est étudié dans une couche argileuse. La mise en service du centre de stockage à faible profondeur est envisageable à l'horizon de 2019.
– Un projet de stockage profond pour les déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue (HA et MA-VL). Ce stockage doit être réversible pendant une durée d'au moins 100 ans. La mise en service d'un tel centre, sous réserve de son autorisation, est prévue en 2025. Les études sont actuellement en cours au sein du laboratoire souterrain de Meuse/Haute-Marne.
La gestion à long terme des déchets impose la constitution d'une mémoire à l'échelle plurimillénaire pour les centres de stockage de déchets à vie longue en vue de la transmettre aux générations futures. Des réflexions se poursuivent sur le sujet à un niveau international. Le patrimoine dont nous avons hérité, peintures rupestres, parchemins, ouvrages d'art, … prouve que la conservation de la mémoire pendant une très longue période de temps est possible et qu'elle pourrait prendre diverses formes. Reste néanmoins à savoir comment s'assurer que cette mémoire sera correctement interprétée par les générations futures.

Une grande partie de ces informations est issue du site de l'Andra et nous ne pouvons que conseiller au lecteur qui souhaite approfondir le sujet de le consulter

Retrouvez également cet article dans le Flash n°16

L'amont et l'aval du cycle nucléaire dans le monde

Jean-Claude Bordier (ECLy 69), Sébastien Charreire (ECLi 01) — 2009-07-01T13:06:00Z

Devant les problématiques liées au dérèglement climatique, à la sécurité des approvisionnements énergétiques dans un contexte de raréfaction des ressources fossiles, le nucléaire reste une des composantes incontournables du « mix » énergétique des pays industrialisés et émergents. Dans ce contexte de relance du nucléaire au niveau mondial, il paraît important de rappeler les différentes étapes du cycle de gestion du combustible nucléaire et d'en préciser les faits marquants et les perspectives.

Le cycle du combustible nucléaire va de l'extraction du minerai (uranium) jusqu'à la gestion des déchets engendrés par l'exploitation des centrales.

Il existe aujourd'hui dans le monde deux grandes typologies de gestion du combustible nucléaire :
– sans recyclage, dit cycle ouvert : le combustible irradié est considéré comme un déchet ultime
– avec recyclage, dit cycle fermé : les matières valorisables (uranium et plutonium) sont recyclées dans la fabrication de nouveaux combustibles comme le combustible MOX pour le plutonium.

L'uranium, un minerai présent sur la surface du globe, mais dont les réserves connues nécessitent d'être ré-estimées

L'uranium est un métal lourd radioactif, présent un peu partout sur terre, dont l'isotope 235 est fissile. 40 à 45 000 tonnes de ce minerai sont extraits chaque année dans le monde, notamment au Canada (25% de la production mondiale) et en Australie (19%).

Après extraction, le minerai est transformé en « yellow cake » pour permettre de réaliser l'opération de conversion en vue de la fabrication des combustibles.

Le coup de frein donné à la filière nucléaire dans les années 80 suite à la catastrophe de Tchernobyl, a également naturellement ralenti les études de prospection approfondies des réserves d'uranium. La relance du nucléaire dans le monde nécessitera à court terme de mieux estimer les réserves d'uranium disponibles.

Des procédés industriels d'enrichissement de l'uranium aux mains d'un nombre limité de sociétés

Pour être utilisé dans les réacteurs à eau légère REP et REB, il est nécessaire d'enrichir au préalable l'uranium. Seule la filière des réacteurs à eau lourde (CANDU) développée par le Canada ne nécessite pas d'enrichissement préalable.

Centrifugeuses

L'étape d'enrichissement consiste à faire passer la proportion d'isotope 235 fissile d'environ 0,7% à une proportion comprise entre 3 et 6%. Cette étape se fait aujourd'hui selon deux procédés industriels :
– diffusion gazeuse (ex : Usine Eurodif en France) qui a l'inconvénient d'être très énergivore ;
– ultracentrifugation (ex : Usine Georges Besse II en France, qui vient d'être inaugurée) qui consomme 50 fois moins d'énergie que la précédente.

D'autres procédés d'enrichissement sont en cours d'étude.

Les capacités d'enrichissement d'uranium sont principalement réparties en Russie (37%), aux USA (28%) et en France (27%). Les sociétés leaders dans l'enrichissement d'uranium sont : AtomEnergoProm/TENEX (Russie), USEC (USA), AREVA (France), URENCO (Allemagne, Pays-Bas et UK).

La préparation du combustible nucléaire

L'uranium enrichi est ensuite traité pour fabriquer le combustible nucléaire. Il s'agit de donner aux matières nucléaires la forme physico-chimique adéquate pour l'exploitation en réacteur (constitution des crayons, mis en réseau dans des assemblages combustibles).

L'entreposage intermédiaire

Une fois utilisé, le combustible irradié est entreposé environ un an dans la piscine dédiée du bâtiment combustible de la centrale. L'eau assure les rôles de radioprotection et de dissipateur thermique. Le combustible est ensuite entreposé pendant une période de quelques années (3 à 7 ans en moyenne à la Hague) en piscine avant d'être traité. Le combustible peut faire également l'objet d'un entreposage à sec (châteaux dont les parois épaisses protègent des radiations) pendant des périodes plus longues (cas notamment des USA, de la Suisse, de la Belgique et de l'Allemagne).

Le traitement du combustible irradié : des capacités concentrées dans quelques pays uniquement

Le traitement du combustible irradié consiste à séparer les matières valorisables (uranium faiblement enrichi et plutonium) des déchets ultimes (produits de fission et actinides mineurs). Pour ce faire, le procédé PUREX est généralement utilisé. Cette extraction liquide-liquide permet de séparer les matières valorisables des déchets qui sont alors calcinés puis vitrifiés. D'autres procédés sont actuellement en cours de développement.

Pour les réacteurs à eau légère, les capacités mondiales de retraitement sont concentrées en France (la Hague, 1700 t/an), au Royaume-Uni, en Russie et au Japon, soit environ 3000 tonnes de combustibles recyclables par an.

L'entreposage à long terme

Une fois traités, les déchets radioactifs conditionnés sont entreposés dans des ouvrages en surface ou sub-surface pour une durée pouvant être de l'ordre du siècle voire de plusieurs siècles, en attente d'un stockage définitif.

Des recherches sont actuellement en cours pour stocker les déchets au sein de couches géologiques profondes, solution retenue notamment par la France. Par ailleurs, des travaux sont en cours pour permettre de signaler de manière universelle et « intemporelle » aux générations futures la présence de ces sites.

Les différentes stratégies pour la gestion du combustible irradié

Des pays comme la Suède et le Canada ont opté pour le cycle ouvert, c'est-à-dire qu'ils ne retraitent pas le combustible usagé. La filière choisie est dès lors structurante sur les déchets produits : un réacteur REP produit plus de déchets de faible activité mais moins de déchets de haute activité qu'un réacteur REB ou CANDU.

D'autres, comme la France, ont fait le choix de recycler le combustible irradié (recyclage du plutonium lors de la fabrication du combustible MOX).

– Les réacteurs REP actuels peuvent fonctionner avec 30% de MOX. Le réacteur EPR est quant à lui conçu pour fonctionner avec 50% de MOX.
– Le MOX irradié doit néanmoins être entreposé pendant une durée un peu plus longue que les autres combustibles.

Enfin, de nombreux pays (Royaume-Uni, France, Russie…) mettent en place des programmes de recyclage de l'uranium retraité : l'uranium est extrait du combustible irradié et ré-enrichi ou non pour la fabrication de nouveaux combustibles. Ceci est d'autant plus intéressant lorsque les prix de l'uranium sont élevés.

La gestion du combustible nucléaire comporte des risques connus de tous notamment de prolifération. Ils font l'objet de dispositions particulières (traité de non prolifération, contrôles des autorités de surveillance…). Par exemple, un pays qui souhaite produire de l'énergie d'origine nucléaire en achetant la technologie auprès des pays la détenant doit s'engager à respecter des usages strictement civils et à se soumettre aux contrôles de l'AIEA.

Les perspectives sur l'amont et l'aval du cycle nucléaire

A moyen terme (2030-2040), les générateurs de génération IV devraient notamment permettre d'optimiser les ressources d'uranium utilisées, de diminuer significativement les déchets produits et d'éviter la prolifération. D'ici là, le stockage au sein de couches géologiques profondes sera développé.

A l'horizon du siècle prochain, une nouvelle source industrielle d'énergie pourrait être disponible : la fusion nucléaire, réaction qui, sur le principe, ressemble à celle existant au cœur du soleil. Le projet ITER, en cours, réunit 34 pays autour d'un programme de R&D de plusieurs décennies destiné à démontrer la faisabilité technique et scientifique d'utiliser l'énergie de fusion comme une future source de production d'énergie. Les premières bases seront alors posées pour démontrer la faisabilité industrielle de la production d'électricité par fusion.

En attendant ces évolutions, l'opinion européenne évolue en faveur du nucléaire (44% d'opinions très favorables et favorables en 2008 [1], soit +7% en deux ans), notamment parce qu'elle ne produit pas de CO2. Toutefois, la gestion des déchets nucléaires est un sujet qui continue à préoccuper l'opinion publique européenne et sur lequel il est nécessaire de communiquer.

Cet article est aussi disponible dans le Flash n°12

Notes

[1] Eurobaromètre Spécial « Attitude à l'égard des déchets radioactifs » de juin 2008 »