La France et les Premiers de Cordée du nucléaire

Le rapport annuel 2019 de Mycle Schneider est une somme d’infos sur la situation du nucléaire civil dans le monde. Il permet d’avoir une vision globale de l’exploitation de centrales nucléaires, de l’évolution du secteur. Nous nous attacherons à reprendre les observations qui en ont été faites pays par pays, en commençant dans ce billet par les plus grands producteurs.

 

(Dans cette série spéciale, les indicateurs mondiaux et points relevés dans les articles dédiés sont tous tirés du rapport WNISR 2019)

Le premier réacteur entre en service en 1951 aux USA. En juin 1954, c’est le réacteur d’Obninsk en Russie qui est connecté à un réseau pour fournir de l’électricité. Puis en 1956, celui de la Grande-Bretagne et de la France. En 1985, 20 pays supplémentaires produisaient de l’électricité par fission nucléaire et 65 ans après, seuls 31 pays accueillent des réacteurs.

source : Pris.AIEA

De part le monde, la part du nucléaire varie beaucoup d’un pays à l’autre. En Europe, c’est la France qui possède le parc le plus important, suivie de la Belgique. Aujourd’hui, Belgique, Chine, France, Finlande, Allemagne, Japon, Corée du Sud, Taiwan, Royaume-Uni et États-Unis représentent environ deux tiers du parc mondial de réacteurs (65 %) et 73 % de la capacité installée. Focus sur ces premiers de cordée du nucléaire qui montrera, outre des malfaçons étendues lors de la confection et des réparations pour pallier les détériorations, le déclin en cours des programmes nucléaires dans le monde et sa rentabilité moindre malgré des certains soutiens financiers nationaux, se traduisant par l’abandon de nombreux projets et la faillite de certaines entreprises liées au secteur.

source : WNISR

France

 

A tout seigneur, tout honneur, commençons par le pays sur lequel porte toute l’attention de ce site. Et sans doute la vôtre. L’industrie française joue incontestablement un rôle essentiel sur la scène nucléaire internationale. D’abord par le poids de son programme domestique : la France a développé, au fil de soixante ans d’aventure industrielle et d’investissements colossaux, un système nucléaire parmi les plus importants du monde. Son parc pèse à lui seul 17 % de la capacité installée dans le monde. Encore ne tient-on pas compte des réacteurs de recherche, dont l’existence est peu connue (en plus des 58 réacteurs en activité, la France en possède 31, dont 15 en exploitation, 11 mis à l’arrêt et 5 déclassés).

La perspective franco-française a toujours été de produire toujours plus de 70 % de l’électricité consommée. Et encore, ce chiffre est à nuancer : le nucléaire ne produit que 16 % de l’énergie finale, majoritairement issue du pétrole, quelle qu’ait été les volontés politiques. Les centrales nucléaires ont produit 71,7 % de l’électricité du pays cette année dernière, soit la part la plus faible depuis 1988. Pour une raison simple : les arrêts de tranche (capacité de production réduite à zéro) ont cumulé plus de 5 000 jours-réacteurs ou près de trois mois par réacteur en moyenne (87,6 jours exactement par réacteur ou un taux d’arrêt d’un quart du temps), que ces arrêts soient planifiés ou subis. Les causes en étaient des dommages exceptionnels et une production importante, des pannes plus longues que prévu (pour un coût général d’environ 1,5 million d’euros), des contraintes environnementales (restrictions d’exploitation de plusieurs centrales en raison de manque d’eau de refroidissement ou de températures excessives de l’eau), des maintenances planifiées, des défaillances techniques et des lacunes dans la gestion des projets. Par exemple, la vague de chaleur de l’été 2019 a conduit à la fermeture ou à la réduction de la production de plusieurs réacteurs, dont les deux unités de Golfech et les deux unités de Saint-Alban.

source : WNISR

L’analyse de l’indisponibilité des réacteurs nucléaires français en 2018 montre :

  • un minimum de quatre réacteurs français hors service (capacité zéro) en même temps,
  • un maximum de 27 des 58 unités hors service en même temps,
  • à 38 reprises, 18 unités arrêtées dans la même journée,
  • à 50 reprises, 16 unités arrêtées dans la même journée.

source : WNISR

Parmi les plus longues interruptions, il y a eu Cattenom-2 (182 jours), Dampierre-4 (193 jours en 2018), Gravelines-6 (210 jours en 2018)… Et bien sûr Paluel-2, redémarré en juillet 2018, après un arrêt prolongé de 1 154 jours depuis mai 2015 (ce que l’on nomme un ‘arrêt de longue durée’).

En avril 2019, le gouvernement français a déposé un projet de loi à l’Assemblée nationale sur la base du projet de plan énergétique pluriannuel (PPE), ce dernier étant un outil de planification de la loi de transition énergétique définissant le cadre du paysage énergétique français à l’horizon 2023. Le PPE fixe pour ce faire les priorités d’action des pouvoirs publics concernant toutes les formes de la production d’énergie ainsi que l’efficacité énergétique. Une législation prévoyait une réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique français à 50 % d’ici 2025, réduction reportée à l’horizon 2032/2035 afin, pour citer les raisons officiellement avancées, d’éviter la construction de nouvelles centrales électriques au gaz pour compenser la fermeture de réacteurs nucléaires, ce qui aurait été “en contradiction avec les objectifs climatiques” (pour être complet, le PPE prévoit également une réduction de 20 % de la consommation d’énergie finale en 2030, une réduction de 40 % de la consommation d’énergie fossile primaire en 2030, un niveau de 33 % de consommation d’énergie d’origine renouvelable en 2030). Seule la fermeture des deux tranches de Fessenheim sont actées et aucune autre jusqu’en 2023 (le programme se limite aux réacteurs de 900 MW, le plus ancien segment du parc nucléaire français). Selon les projections validées, la réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix électrique entraînerait la fermeture totale de 14 réacteurs d’ici 2035 (deux à quatre unités supplémentaires d’ici 2028).

Implicitement, le gouvernement pose donc le principe général que l’arrêt des réacteurs (hors Fessenheim) sera acté à l’échéance de leur 5e visite décennale, soit quand ils auront fonctionné 50 ans (ce qui n’est pas sans être positif pour le budget comptablement, ces fermetures ne donnant alors lieu à aucune indemnisation à EDF).

Cette décision actée par le PPE est d’importance : en prolongeant de facto la durée de vie des tranches, la planification fait abstraction de l’état dégradé de certains réacteurs pour lesquels une partie des équipements ne sont ni réparables, ni remplaçables (la cuve du réacteur par exemple) et alors que des anomalies et des malfaçons ont été révélées, que les détériorations et usures inhérentes au fonctionnement sous radiations sont plus fortes que théorisées. Telle quelle, cette projection impliquera la fermeture de deux réacteurs par an entre 2030 et 2035 en moyenne. Les futurs ministres auront tout lieu de gérer à cette date les impacts social, technique d’une telle mesure. Si bien que le gouvernement préférerait qu’EDF puisse anticiper la fermeture de deux réacteurs en 2025-2026, sous conditions.

  Si certaines conditions relatives aux prix de l’électricité et à l’évolution du marché européen de l’électricité sont remplies, la fermeture de deux réacteurs supplémentaires pourrait intervenir en 2025-2026 , indique le document de consultation publique sur la politique énergétique

Deux autres fermetures supplémentaires pourraient suivre en 2027-2028. Pourquoi cette paire systématique ? C’est un souhait du gouvernement d’éviter que les fermetures conduisent à la fermeture complète d’un site, pour des raisons de pérennité de l’emploi dans les zones concernées (de fait, seules les centrales possédant quatre ou six réacteurs seraient listées par EDF). Dans ces conditions, la mise à l’arrêt pourrait concerner une paire de réacteurs sur les sites du Blayais (deux réacteurs arriveront à 50 ans en 2031 et 2033), de Bugey (2029-2030), Chinon (2034), Cruas (2034-2035), Dampierre (2030-2031), Gravelines (2030-2031) et Tricastin (2030).

Le programme est donc en cours. Et les deux plus anciens réacteurs français, sis dans la centrale nucléaire de Fessenheim, arrêteront leur production en février et juin de cette année. Conformément. Ce décret ‘portant abrogation de l’autorisation d’exploiter’ diffère la mise à l’arrêt définitif au 22 février 2020 pour le réacteur n°1 et au 30 juin 2020 pour le réacteur n°2 (un décret oblige parallèlement l’exploitant à respecter ses prescriptions de fonctionnement jusqu’au terme du démantèlement, prévu pour durer plusieurs dizaines d’années). Pour mémoire, la création et l’exploitation de la centrale nucléaire de Fessenheim avait été autorisée par un décret du 3 février 1972. Cela parait alors une page importante à tourner dans l’histoire du nucléaire en France. Pourtant, ce genre de fermeture n’est pas une première puisque treize réacteurs (en sept centrales) ont déjà été définitivement arrêtés en France. Ici, le gouvernement ne fait d’ailleurs qu’entériner la seule décision d’EDF d’arrêter l’exploitation de ces deux réacteurs et, en conséquence, de solliciter l’abrogation de son autorisation d’exploiter. C’est subtil, mais sur le plan du droit, il serait donc faux d’écrire que l’Etat a fermé la centrale nucléaire de Fessenheim, puisque c’est l’exploitant qui est le vrai décideur en la matière (voire l’ASN pour des motifs de sûreté). Ce qui n’est pas sans révéler un problème subséquent futur si EDF devait être privatisé ! Pour le moment, il n’aura échappé à personne que l’Etat et EDF ne font qu’un… Mais cette précision était nécessaire. Une question demeure pourtant : la déclaration “[étant] souscrite au moins deux ans avant la date d’arrêt prévue” (soit le 27 septembre 2019 dans ce cas d’espèce), quels motifs ont été avancés par EDF afin de faire valoir un préavis plus court ?

Autant dire que les volontés gouvernementales et injonctions plus ou moins appuyées de fermeture des réacteurs vont ouvrir de tendus débats de droit, que l’Etat soit encore actionnaire d’EDF ou pas…

La dernière centrale au charbon devrait quant à elle être fermée d’ici 2022 dans cette perspective. Toutefois, cette fermeture pourrait être retardée car le programme EPR de Flamanville-3 (FLA-3)ne sera pas en service avant cette date. FLA-3 a en effet accusé de lourds retards, son ouverture ne devant arriver avant la fin de l’année 2022 (nous reparlerons de ce projet pharaonique, pas seulement du point de vue financier).

Comme dans les autres pays nucléarisés de longue date, l’âge moyen des 58 réacteurs est important et s’élève pour la France à 34,4 ans. Face à l’absence de mise en service de nouveaux réacteurs et de toute fermeture, le parc vieillit d’un an tous les ans.

source : WNISR

47 unités en fonctionnement ont maintenant plus de 31 ans, nécessitant d’importantes mises à niveau supplémentaires. Nous convenons qu’il nous faudrait aborder le paramètre de la fluence, soit le temps effectif total lors duquel les matériaux sont traversés par les particules, ce qui diffère sensiblement de la mise en service et de l’âge ici renseigné ; nous aborderons cela spécifiquement dans un autre billet. Le renouvellement des licences sera soumis à des enquêtes réacteur par réacteur. L’impact financier de ces mises à niveau de sûreté est immédiat : les coûts d’exploitation ont considérablement augmenté au cours des dernières années.

Mycle Schneider apporte une précision compte tenu des paramètres français particuliers : la prolongation de la durée de vie à 50 ans reste de prime abord plus économique que “toute nouvelle alternative”. D’un point de vue purement financier donc, sans tenir compte des critères techniques dus au vieillissement, etc. Mais ces prolongations obligent à un 4e examen décennal de sûreté (la fameuse Visite Décennale 4, appelée VD4) pour la plupart des tranches, sinon la totalité, et soulèvent de nombreuses questions. Ces arrêts VD4 sont en effet planifiés pour six mois, voire plus au regard des défis à relever (certaines tranches devront par exemple se voir adjoindre un récupérateur de cœur, évolution technique qui n’a encore jamais été effectuée sur un réacteur déjà en fonctionnement), selon les observations constatées et tests complémentaires devant être menés. Schneider, dans son rapport, se demande si EDF n’aurait pas sous-estimé la charge de travail qui en résulte ou surestimé sa capacité à y parvenir ? L’objectif général de l’ASN, l’autorité supervisant ces VD4, est d’amener les réacteurs “aussi proches que possible” du niveau de sûreté requis dans les nouvelles conceptions de réacteurs, tel celui de l’EPR en construction. En théorie, cela est toujours plus rassurant que le choix des États-Unis où les autorités de sécurité visent au simple maintien du niveau de sécurité actuel.

Les premiers réacteurs à subir la VD4 sont Tricastin-1 en 2019, Bugey-2 et 4 en 2020, Tricastin-2, Dampierre-1, Bugey-5 et Gravelines-1 en 2021.

Devant l’impact de mise à l’arrêt sans doute conséquent des réacteurs, aussi bien pour capacité industrielle de l’exploitant que de celles de ses sous-traitants, EDF souhaiterait d’ailleurs que les taches soient divisées en deux parties, la deuxième étant reportée quatre ans après le début de la VD4.

Parallèlement à ces échéances, EDF fait face à un programme de construction particulièrement compliqué et complexe. Celui donc de l’EPR Flamanville-3 (FLA-3) dont la mise en service ne semble plus attendue avant la fin de l’année 2022. La décision de construction de FLA-3 remonte déjà à 2005, sous Villepin, et révélait déjà un grave problème du maintien de la compétence nucléaire. La mise en chantier n’a débuté qu’en décembre 2007. Le démarrage prévu pour 2012 a sans cesse été reporté à cause de nombreux problèmes de conception et de contrôle de la qualité (béton, soudures), incessamment. Par exemple, en avril 2018, les principales soudures du système de vapeur secondaire n’étaient pas conformes aux spécifications techniques, obligeant à des travaux de réparation largement impactants. En juin 2019, l’ASN n’a que peu goûté les nombreuses déviations dans la production des soudures, ce type de malfaçons pouvant conduire à une rupture de l’acier. De report en report, d’incidents en incidents, le chantier est aujourd’hui chiffré à plus de 10,5 milliards d’euros.

L’épisode d’avril 2015 aura été à ce titre particulièrement représentatif : la pièce de fond et le couvercle de la cuve présentaient des défauts “très graves” selon l’ASN (de trop forte concentration de carbone dans l’acier lors de la confection, conduisant à des valeurs de ténacité mécanique plus faibles que prévu). Cette découverte de ‘ségrégations de carbone’, sur lesquelles nous reviendrons, ouvraient la possibilité que d’autres composants aient pu être fabriqués avec de telles mauvaises spécifications techniques. Après enquête de l’ASN, ce sont bien près de 400 pièces fabriquées depuis 1969qui auront subi ce type d’irrégularités technique de confection. Finalement, ce ne sont pas moins de 1 775 anomalies qui ont été détectées dans les pièces intégrées dans 46 de nos réacteurs. Sans incidence sur la sûreté selon EDF. Un scandale et un impact international sans précédent car les lourdes pièces avaient été fabriquées et assemblées par Areva en France, tandis que la pièce centrale a été forgée par Japan Steel Works (JSW) au Japon. Mais le même procédé de fabrication par Creusot-Forge a été appliqué sur les appareils à pression fabriqués pour les deux EPR en construction à Taishan en Chine.

Pourtant, sans finalisation et mise en fonction, le projet de PPE laisse déjà apparaitre l’idée de construire de nouveaux réacteurs de type EPR, dont la décision devrait intervenir d’ici mi-2021/2022. Le temps pour le gouvernement de démontrer la capacité de la filière nucléaire à bâtir de nouvelles installations à des coûts raisonnables. Ce qui ne semble guère le cas pour le moment. Mais n’empêche nullement quelques accaparements de terre autour de centrales actuelles. A quel dessein ?

Face à cette image écornée depuis ces dernières années, EDF a annoncé un plan d’action destiné à relancer la filière nucléaire, doté d’un budget de 100 millions d’euros pour 2020 et 2021. La communication à destination de la population devrait pulluler cependant que des échéances importantes auront lieu, comme nous l’avons vu (VD4, fin de la construction de l’EPR…).

C’est un fait : la France se retrouve très isolée dans un monde où le nucléaire est en déclin (la part du nucléaire dans la production mondiale d’électricité est en effet passée de 18% en 1996 à moins de 11% en 2016). Mais l’AIEA espère que notre pays restera le fer de lance nucléaire coûte que coûte.

Belgique

 

La Belgique exploite, via Electrabel (filiale du français Engie) sept réacteurs à eau pressurisée (quatre à Doel et trois à Tihange). En 2018, l’énergie électrique représentait 34 % de l’électricité belge, alors que le maximum était de près du double (67,2 %) en 1986.

En raison de problèmes techniques continus et de pannes prolongées, le facteur de charge moyen a chuté. La fermeture des réacteurs Doel-3 et 4, Tihange-2 et 3 y étant pour beaucoup. L’âge moyen de la flotte belge est de 39,3 ans.

Pour mémoire, au cours de l’été 2012, l’opérateur avait identifié de nombreuses fissures induites par l’hydrogène dans les appareils à pression de Doel-3 et Tihange-2 (soit respectivement plus de 13 000 et 3 000 fissures). L’Agence fédérale de contrôle nucléaire (AFCN, l’ASN belge) a autorisé le redémarrage de ces deux tranches et le gouvernement belge a décidé ultérieurement de prolonger de dix ans la durée de vie de Doel-1 et Doel-2, soit jusqu’en 2025 (avec des investissements d’Electrabel afin de moderniser tout de même les deux unités). Seulement, la décision a été invalidée par la Cour de Justice européenne en ce qu’elle méconnaissait une directive environnementale européenne. On se demande en passant ce qui diffère en pareil cas avec les centrales frontalières françaises vis-à-vis de ces propres voisins limitrophes au regard de la procédure transfrontalière prévue dans ladite…

Une série d’inspections par ultrasons sur la cuve sous pression a montré plus de 300 indications de défauts supplémentaires à Doel-3 et 70 indications de défauts supplémentaires à Tihange-2. Le risque de défaillance de la cuve de pression du réacteur ne peut dès lors être officiellement exclu. Puis en octobre 2017, ce sont cette fois de graves défauts dans le béton d’un bâtiment adjacent au bâtiment du réacteur de Doel-3 qui ont découverts (ce genre de bâtiments abrite des systèmes de secours pour la sécurité des installations et est censé résister à un impact extérieur comme un crash d’avion). Des problèmes similaires, à des degrés divers, ont été identifiés à Tihange-2 et 3, ainsi qu’à Doel-4. Certains travaux sont alors entrepris pour remplacer le toit des bâtiments.

La AFCN note dans son rapport de mars 2019 les progrès concernant les tests de résistance des centrales nucléaires. Malgré cela, en avril 2018, Doel-1 a été fermé à la suite d’une fuite dans une conduite de secours de son circuit primaire, transformant la situation en une situation de crise. Doel-2 a alors été fermé le 22 mai 2018 pour être réaménagé et modernisé en vue d’une prolongation de sa durée de vie.

Brèfle. En 2018, avec toutes ces avaries, les sept réacteurs nucléaires belges cumulaient un total de 1 265 jours d’arrêt, ce qui représente une moyenne de six mois (181 jours) par réacteur. Chacune des sept unités a été hors service à un moment donné, les pannes cumulées atteignant entre 31 jours (Tihange-1) et 276 jours (Tihange-3).

La Belgique reste depuis impressionnée par le black-out auquel elle a échappé, et qui aura donné lieu à tellement de fausses informations (pas toutes des plus fines). Aussi, depuis, le pays est lié à un objectif d’élimination progressive du nucléaire en 2025, après 40 ans d’exploitation. Ainsi, en fonction de leurs dates de démarrage, les tranches seraient fermées progressivement entre 2015 et 2025. En novembre 2017, le gestionnaire de réseau de transport belge publiait pourtant une étude concluant à la construction de nouvelles tranches afin de “faire face au choc de la sortie du nucléaire en 2025”.

Chine

 

La Chine continue à développer son secteur de l’énergie nucléaire et exploite désormais le troisième plus grand parc nucléaire derrière les États-Unis et la France. Soit 47 réacteurs en exploitation d’âge moyen de 7,2 ans. En 2018, l’énergie nucléaire a contribué à hauteur de 4,2 % de l’ensemble de l’électricité produite en Chine, une valeur largement moindre que les énergies éolienne et solaire combinées. Et si les investissements dans le secteur nucléaire sont en déclin constant et s’avèrent notamment moins importants que dans la plupart des autres secteurs de l’énergie, que les nouvelles constructions manquent selon ses partisans, c’est en raison d’un coût élevé.

Malgré ce déclin, la Chine reste le pays qui compte le plus grand nombre de réacteurs en construction. Dix unités, soit près d’un quart du total mondial (46 réacteurs dans le monde sont en construction), sans compter les réacteurs à neutrons rapides CFR-600 prévus pour être raccordés en 2023. Ce déclin des nouvelles constructions montre clairement le ralentissement du programme nucléaire chinois, quoi qu’on en dise par rapport aux autres énergies.

En 2018, la Chine a de son côté démarré 5 réacteurs de 3ème génération (un de conception française – Framatome, ex-Areva – à Taishan, près de Hong-Kong, en co-propriété avec EDF, et quatre AP-1000 de conception américaine Westinghouse, à Haiyang et Sanmen). Un second EPR à Taishan est en phase finale d’essais et va bientôt démarrer. La Chine aura bientôt autant, puis plus de réacteurs que la France.

Mais surtout, la Chine ne restera pas longtemps acheteuse de technologies étrangères. Elle a fabriqué elle-même les pièces principales du second EPR de Taishan. Elle poursuit avec succès la construction de deux réacteurs de 3ème génération, et de conception entièrement chinoise, à Fuqing.  La conception du HPR-1000 est par exemple exclusivement chinoise et lui permettra d’exporter vers d’autres pays sa technologie (selon certaines informations, la Chine serait sur le point de signer un accord avec l’Argentine pour l’exportation de ce modèle).  Sans parler de la grande coopération énergétique entre la Chine et les États-Unis.  Si bien que le marché de l’EPR français pourrait être compromis dans ce nouveau marché.

Enfin, l’autre grand espoir d’exportation pour la Chine se trouve au Royaume-Uni, via le projet Sizewell C, où la stratégie de la Chine s’est d’abord attachée à entrer sur le marché en collaborant avec EDF dans le cadre du programme Hinkley Point.

Finlande

 

La production nucléaire des 4 unités finlandaises est restée stable par rapport aux années précédentes, soit 32,4 % de l’électricité du pays.

La Finlande a été le premier pays à commander un nouveau réacteur nucléaire en Europe occidentale depuis 1988 (contrat passé avec feu-Areva NP en 2003). L’EPR Olkiluoto-3 (OL-3), en construction depuis août 2005 et dont la licence d’exploitation a été signé en 2019, a encore été retardé, et le raccordement au réseau pourrait intervenir enfin en avril 2020. Les dépassements de coûts d’Olkiluoto ont certainement joué un rôle important dans la faillite du groupe Areva en 2015 (devenu Framatome et Orano). L’augmentation de capital de 2 milliards d’euros aura majoritairement été destinée à couvrir les surcoûts du projet OL-3. Globalement, le montage financier de ce dernier rend responsables de nombreuses entreprises et municipalités finlandaises des coûts d’investissement de l’usine pour une durée indéterminée. Les innombrables problèmes auront été le bétonnage et les soudures, mais également le recours à des sous-traitants et à des travailleurs de plus de 50 nationalités rendant la communication et le contrôle complexes. Certains problèmes similaires (vibrations excessives au niveau des pressuriseurs) ont été détectés dans l’EPR chinois de Taishan-1 et occasionneront des modifications importantes. Pertes et retards ont occasionné 450 millions d’euros de pénalités, 400 millions d’euros étant programmés à nouveau en cas de retard renouvelé. Alors que le coût initial devait être d’environ 3 milliards d’euros, l’investissement total s’élève à environ 11 milliards d’euros (dont 5.5 milliards de perte).

Cette aventure aux multiples défaillances et aux énormes dépassements financiers, tout au long de ces 14 dernières années de construction, aura eu un impact majeur sur les perspectives de l’énergie nucléaire en Europe et dans le monde. Si bien qu’il n’est plus question d’un deuxième EPR en Finlande (OL-4), pourtant prévu initialement.

L’âge moyen des quatre réacteurs en exploitation est de 40,3 ans. En janvier 2017, l’opérateur TVO a déposé une demande de prolongation acceptée de 20 ans de la licence pour les unités Olkiluoto-1 et 2, âgées respectivement de 39 et 37 ans.

Allemagne

 

La production des sept réacteurs nucléaires allemands restants en service est restée stable et a représenté 11,7 % de la production d’électricité. Précisons d’ailleurs que le nucléaire allemand a fourni 17,4 % de l’énergie finale française, la France étant le troisième importateur de ce pays.

Un réacteur de plus (Philippsburg-2) sera fermé à la fin de 2019, conformément à la législation sur l’élimination progressive du nucléaire qui verra la fermeture de tous les réacteurs d’ici à la fin de 2022 (l’Allemagne possédait 17 en exploitation).

Japon

 

Les centrales nucléaires ont fourni 6,2 % de l’électricité au Japon en 2018. À la mi-2019, neuf réacteurs avaient été redémarrés et 24 sont restés à l’arrêt longue durée. Le rapport WNISR de Schneider considère depuis des années que les quatre réacteurs de Fukushima Daiichi ne redémarreront jamais. La mise à niveau de la sécurité de leur parc de réacteurs continue (construction d’un deuxième centre de contrôle comprenant une salle de contrôle d’urgence, un générateur d’électricité, un réservoir de stockage et de multiples pompes pour alimenter en eau de refroidissement les cuves de confinement).

Les séismes restent la cause numéro une qui s’opposent au redémarrage des réacteurs, surtout au regard des évaluations sismiques erronées qu’aura utilisé l’exploitant Tepco.

Corée du Sud

 

La Corée du Sud exploite 23 réacteurs. Le nucléaire fournit 23,7 % de son électricité, soit nettement moins qu’il y a 30 ans (53,3 % en 1987). Le déclin de la production nucléaire est principalement dû à une disponibilité réduite en raison de la prolongation de la durée de vie des réacteurs. En avril 2018, 11 réacteurs en Corée du Sud ont été arrêtés pour maintenance et inspection. Ces arrêts ont été imposés à cause de la corrosion (exposition à l’humidité ou à la présence de débris étrangers) trouvée dans l’enceinte de confinement, affectant l’intégrité ou l’étanchéité des enceintes en métal et en béton.

D’ici 2030, quatre nouveaux réacteurs seront mis en service, tandis que dix réacteurs seront mis hors service, huit atteignant l’âge limite de 40 ans et deux leur limite de 30 ans. Cette décroissance du parc nucléaire intervient malgré la politique énergétique volontariste axée sur l’expansion de l’énergie nucléaire.

En Corée du Sud aussi, un scandale de grande envergure aura touché sur les falsifications des certificats de qualité des composants de réacteurs. La corruption et les violations de la sécurité dans le programme nucléaire coréen ne se sont pas décrues ces dernières années.

Taïwan

 

Ce pays dispose de quatre réacteurs en fonctionnement. La production nucléaire y a augmenté en 2018 avec le redémarrage de deux réacteurs qui avaient subi de longues pannes et indisponibilités. En 2018, la production nucléaire a fourni 11,4 % de l’électricité du pays. Le gouvernement reste engagé dans une politique d’élimination progressive du nucléaire d’ici 2025, tout en assurant la transition aux énergies renouvelables.

Les pro-nucléaires ont tenté d’empêcher cet abandon par le biais d’un référendum en novembre 2018 qui aura recueilli l’assentiment majoritaire. Mais ce résultat aura été rejeté en raison d’entorses réglementaires. La loi sur l’électricité stipulant que toutes les installations de production d’énergie nucléaire doivent cesser leurs activités avant 2025 perdure donc.

Grande-Bretagne

 

La production nucléaire a encore diminué et n’a fourni que 17,7 % de l’électricité dans le pays, grâce à 15 réacteurs dont l’âge moyen s’élève à 35,4 ans.

La fissuration de composants essentiels, liée à l’âge avancé de deux réacteurs, a entraîné leur fermeture prolongée et potentiellement leur arrêt définitif. L’érosion ou des déformations compromettent aussi le fonctionnement normal de nombreux réacteurs. Toutefois, une prolongation de durée de vie des deux plus anciens réacteurs a été actée jusqu’en 2023.

Deux programmes de nouvelles constructions, de Horizon et de NuGen, ont été abandonnés (du fait du retrait ou de la faillite d’investisseurs). La construction a officiellement commencé à Hinkley Point C en avril 2013, date d’autorisation émise pour EDF Energy, la filiale anglaise de la maison-mère. En octobre 2015, EDF et le gouvernement britannique ont annoncé la mise à jour de l’accord provisoire sur les conditions commerciales pour pas moins de 16 milliards de livres sterling (20 milliards de dollars). Le prix estimé de la construction a augmenté depuis lors et s’élevait en 2017 à 19,6 milliards de livres sterling. Aucune mise à jour officielle n’a été donnée depuis. EDF affirme de son côté que 1,5 milliards de livres sterling supplémentaires résultent principalement “d’une meilleure compréhension de la conception adaptée aux exigences des régulateurs britanniques”. Il était temps que tout s’explique… Dans le contrat Hinkley, un des points clés était la fixation du prix de l’électricité pendant 35 ans, avec des augmentations annuelles liées à l’indice des prix. Cet accord enfermera les consommateurs britanniques dans un projet risqué et coûteux, avec des incertitudes stratégiques et économiques.

Les perspectives pour d’autres projets de nouvelles constructions restent limitées. Nous pouvons citer Sizewell C, projet avec participation chinoise à hauteur de 20 % (80 % pour EDF). Compte tenu des problèmes que rencontre EDF pour financer Hinkley, le projet Sizewell semble peu plausible (ce projet concerne la construction d’une nouvelle centrale nucléaire comprenant deux nouveaux réacteurs EPR pour un coût estimé de 16 milliards de livres sterling). Enfin, en mars 2019, Rolls-Royce avait confirmé le projet Bradwell.

La gestion des réacteurs à mesure qu’ils vieillissent est un problème constant du secteur, fusse-t-il hautement technologique. Et cela ne fait donc pas exception en Grande-Bretagne.

Etats-Unis

 

Avec le plus grand parc nucléaire du monde, les 97 réacteurs commerciaux en exploitation représentent 20 % du mix énergétique.

Fait notable : des subventions d’État ont été accordées à quatre des centrales nucléaires non rentables pour éviter leur “fermeture anticipée”, quatre autres probablement, et plusieurs autres en cours de négociation. Un soutien donc vital qui ne fait que souligner le caractère onéreux du secteur à mesure que les réacteurs vieillissent. Si bien que de nombreuses tranches restent menacées de fermeture anticipée parce qu’elles ne peuvent pas être compétitives sur le marché (dont la main invisible serait remise en doute ?). Afin d’augmenter la rentabilité, il suffit parfois de diminuer les dépenses qui paraissent pourtant inéluctables pour faire face au vieillissement des réacteurs. C’est ce qu’ont fait les Etats-Unis en votant la suppression certaines exigences de sécurité, évitant de moderniser les installations et de les protéger contre des risques d’accidents.

La taille de la flotte nucléaire américaine continue de diminuer et son déclin sera continu malgré ce type de subventions directes.  Les Etats-Unis n’ont d’ailleurs mis en service qu’un seul nouveau réacteur en 20 ans. Aussi, le parc américain continue de vieillir inéluctablement, avec une moyenne de 38,9 ans (les centrales y sont parmi les plus anciennes du monde) : 46 unités ont fonctionné pendant 41 ans ou plus. Des demandes de renouvellement de permis d’exploitation de certaines centrales ont été sollicitées ; si elles étaient accordées, les réacteurs fonctionneraient pendant 20 années supplémentaires au-delà de leur licence de soixante ans. Au 1er juillet 2019, 89 des 97 unités américaines en activité avaient reçu une prolongation de licence.

La fermeture de réacteurs est parfois l’occasion de rachat par des entreprises privées, telles Holtec International, intéressée dans ce cas par l’achat du réacteur d’Oyster Creek, afin d’en achever le démantèlement et la restauration du site. Ce modèle de transfert est problématique car les sociétés à responsabilité limitée ne sont responsables financièrement qu’en cas d’accident ou de litige jusqu’à la valeur de leurs biens. Par conséquent, si les fonds de démantèlement sont épuisés, une telle société pourrait être déclarée en faillite, laissant la facture assumée par les contribuables.

Dernièrement, la présidence Trump, jamais à cours de paradoxes, a déposé une proposition de budget 2021 augmentant les fonds alloués à la recherche et au développement pour l’énergie nucléaire (élevés à 1,2 milliards de dollars). Malgré ce déclin, les Etats-Unis continuent donc de miser sur le nucléaire, position assez exceptionnelle (la position de la France n’est pas encore tranchée). Outre la vente internationale à l’export de SMR, Trump souhaite certainement que les Etats-Unis augmentent significativement leurs stocks d’uranium.

 

Les premiers de cordée sont supposés tirer le secteur. Ils semblent bien amoindris et peu motivés à suivre désormais ce chemin de randonnée abrupt.

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