Est-ce que l’énergie nucléaire a un avenir en France dans un monde où les énergies renouvelables sont plébiscitées ? Nous vous en disons plus dans cette étude sur le sujet

État des lieux de l’énergie nucléaire en France

  • La France tire environ 70 % de son électricité de l’énergie nucléaire, en raison d’une politique de longue date fondée sur la sécurité énergétique. La politique gouvernementale vise à réduire ce pourcentage à 50 % d’ici 2035.
  • La France est le premier exportateur net d’électricité au monde en raison de son coût de production très bas, ce qui lui rapporte plus de 3 milliards d’euros par an.
  • Le pays a été très actif dans le développement de la technologie nucléaire. Les réacteurs et surtout les produits et services liés au combustible ont constitué une exportation importante.
  • Environ 17 % de l’électricité française provient de combustible nucléaire recyclé.

Production totale (en 2018) : 582 TWh

Composition de la production :

  • nucléaire 413 TWh (71%) ;
  • hydraulique 70,6 TWh (12%) ;
  • gaz naturel 30,6 TWh (5%) ;
  • éolien 28,6 TWh (5%) ;
  • biocarburants et déchets 10,7 TWh (2%) ;
  • charbon 10,6 TWh (2%) ;
  • solaire 10,6 TWh (2%) ;
  • pétrole 6,0 TWh (1%).

Solde import/export : 63,0 TWh d’exportations nettes (13,6 TWh d’importations ; 76,5 d’exportations).

Consommation totale : 440 TWh

Consommation par habitant : 6 600 kWh en 2018

Source : Agence internationale de l’énergie et Banque mondiale. Données relatives à l’année 2018.

La capacité installée à la fin de 2018 était de 133,5 GWe.

Au cours de la dernière décennie, la France a exporté jusqu’à 70 TWh nets chaque année. En 2018, les exportations étaient principalement destinées à l’Italie, l’Espagne, le Royaume-Uni, l’Allemagne, la Suisse et le Luxembourg.

Le mix de production d’électricité actuel de la France résulte de la décision du gouvernement français en 1974, juste après le premier choc pétrolier, de développer rapidement la capacité nucléaire du pays, en utilisant la technologie Westinghouse. Cette décision a été prise dans le contexte où la France disposait d’un important savoir-faire en matière d’ingénierie lourde mais de peu de ressources énergétiques indigènes connues. L’énergie nucléaire, dont le coût du combustible ne représente qu’une part relativement faible du coût global, était un choix judicieux pour minimiser les importations et assurer une plus grande sécurité énergétique.

Suite à la décision de 1974, la France revendique aujourd’hui un niveau substantiel d’indépendance énergétique et une électricité au coût presque le plus bas d’Europe. Elle a également un niveau extrêmement faible d’émissions de dioxyde de carbone par habitant provenant de la production d’électricité, puisque plus de 80 % de son électricité est d’origine nucléaire ou hydraulique.

Les prix de détail de l’électricité en France, sans effets majeurs des tarifs de rachat de l’énergie éolienne et solaire, restent bas. Au second semestre 2019, les consommateurs domestiques français ont payé un peu moins de 90 % du prix moyen de l’électricité de l’UE-27.

La politique énergétique de la France et perspectives

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En 1999, un débat parlementaire a réaffirmé trois grands axes de la politique énergétique française : la sécurité d’approvisionnement (la France importe plus de la moitié de son énergie), le respect de l’environnement (notamment les gaz à effet de serre) et la prise en compte de la gestion des déchets radioactifs. Il a été noté que le gaz naturel ne présentait aucun avantage économique par rapport au nucléaire pour la production d’électricité en base, et que ses prix étaient très volatils. Il a été admis que les énergies renouvelables et les mesures d’économie d’énergie ne pouvaient en aucun cas remplacer l’énergie nucléaire dans un avenir prévisible.

Au début de l’année 2003, le premier débat national sur l’énergie en France a été annoncé, en réponse à une « forte demande des Français », dont 70 % s’étaient déclarés mal informés sur les questions énergétiques. Un sondage avait montré que 67% des personnes pensaient que la protection de l’environnement était l’objectif le plus important de la politique énergétique. (Toutefois, 58 % des personnes interrogées pensent que l’énergie nucléaire est à l’origine du changement climatique, tandis que 46 % seulement pensent que la combustion du charbon en est la cause). Le débat devait préparer la voie à la définition du bouquet énergétique pour les 30 prochaines années dans le contexte du développement durable au niveau européen et mondial.

En 2005, une loi a établi des lignes directrices pour la politique et la sécurité énergétiques. Le rôle de l’énergie nucléaire y est central, ainsi que les décisions spécifiques concernant le réacteur européen à eau pressurisée (EPR), notamment la construction d’une première unité afin de pouvoir décider d’ici 2015 de la construction d’une série d’une quarantaine de réacteurs. Il a également défini la politique de recherche pour le développement de technologies énergétiques innovantes compatibles avec la réduction des émissions de dioxyde de carbone et a défini le rôle des énergies renouvelables dans la production d’électricité, dans les utilisations thermiques et dans les transports.

Début 2008, un décret présidentiel a créé un Conseil Politique Nucléaire (CPN) de haut niveau, soulignant l’importance des technologies nucléaires pour la France en termes de puissance économique, et notamment d’approvisionnement en électricité. Il est présidé par le président et comprend le premier ministre ainsi que les secrétaires de cabinet chargés de l’énergie, des affaires étrangères, de l’économie, de l’industrie, du commerce extérieur, de la recherche et des finances. Le chef du Commissariat à l’énergie atomique (CEA), le secrétaire général de la défense nationale et le chef d’état-major des armées font partie du conseil.

Suite à l’élection du président François Hollande en 2012 avec sa politique de réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique, un nouveau grand  » débat national sur la transition énergétique  » a été lancé, qui a duré huit mois jusqu’en juillet 2013. Le ministère de l’écologie du développement durable et de l’énergie a compté 170 000 personnes participant à 1 000 débats régionaux, et a reçu 1 200 contributions sur Internet. Un rapport publié en septembre 2013 par l’OPECST, une commission scientifique composée de sénateurs et de députés de la chambre haute et de la chambre basse du Parlement a déclaré que la France risquait d’être exposée à un choc sur le prix de l’électricité si elle poursuivait une réduction rapide de l’énergie nucléaire et que le remplacement par des énergies renouvelables et des mesures d’efficacité énergétique était insuffisant.

En octobre 2014, le projet de loi sur la transition énergétique pour la croissance verte a été adopté par l’Assemblée nationale et est donc passé au Sénat. Ce texte fixait un objectif de 50 % pour la contribution du nucléaire à l’approvisionnement en électricité d’ici 2025, et plafonnait la capacité nucléaire à 63,2 GWe, le niveau de l’époque. Cela signifie qu’EDF devra fermer au moins 1 650 GWe de capacité nucléaire lorsque son EPR de Flamanville 3 commencera à fonctionner commercialement. Le projet de loi fixait également des objectifs à long terme visant

  • à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici à 2030 par rapport au niveau de 1990, et de 75 % d’ici à 2050 ;
  • à diviser par deux la consommation finale d’énergie d’ici à 2050 par rapport au niveau de 2012 ;
  • à réduire la consommation de combustibles fossiles de 30 % d’ici à 2030 par rapport à 2012 ;
  • et à porter la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie à 32 % d’ici à 2030.

Début 2015, le Sénat a amendé le projet de loi pour supprimer le plafond nucléaire, mais cela n’a pas été accepté par la chambre basse. L’Assemblée nationale a approuvé le projet de loi comprenant 970 amendements en juillet 2015, mais avec le plafond nucléaire de 63,2 GWe et seulement 50 % d’approvisionnement nucléaire d’ici 2025.

En octobre 2016, le gouvernement a reporté jusqu’après les élections présidentielles et de l’Assemblée nationale de 2017 toute décision sur les réacteurs qui fermeraient, le cas échéant, afin de réduire la part du nucléaire à 50 %.

En 2017, la France a reporté son objectif de 2025 de réduction de la part du nucléaire à 50 %. En décembre 2017, le président français a déclaré que le nucléaire est « le moyen le plus décarboné de produire de l’électricité avec des énergies renouvelables. » En novembre 2018, une ébauche du nouveau plan énergétique du pays a confirmé que 2035 était la nouvelle date cible pour la réduction de la part du nucléaire à 50 %. Le plan indique que 14 des réacteurs nucléaires du pays seront fermés d’ici 2035, dont 4 à 6 d’ici 2030. Toutefois, le plan indique également que l’option de construire de nouveaux réacteurs nucléaires demeure.

Un document de consultation du gouvernement publié en janvier 2020 a désigné le Blayais, le Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin comme les centrales pour lesquelles EDF prévoit des fermetures afin d’atteindre l’objectif du gouvernement. Le document indiquait qu’une décision sur les fermetures anticipées serait prise en 2023, et qu’après Fessenheim en 2020, les prochaines fermetures de centrales étaient prévues en 2027-2028.

Plus tôt en mars 2016, Areva, EdF et le CEA ont annoncé la formation de la Plateforme nucléaire française tripartite (PFN) afin d’améliorer l’efficacité conjointe des trois organismes et de concevoir une vision partagée d’un objectif à moyen et long terme pour l’industrie, en soutien au Conseil de politique nucléaire (CPN). Son programme initial comprendra l’examen des options technologiques pour la conception du réacteur EPR NM et la coordination des positions sur les changements réglementaires, notamment en ce qui concerne les exigences et les objectifs de sécurité. Le PFN abordera également l’avenir du retraitement en France et ailleurs, le projet de stockage en couche géologique profonde CIGEO, le développement des technologies de démantèlement des réacteurs déclassés et les travaux de R&D sur les conceptions de réacteurs de quatrième génération.

En octobre 2019, les ministres de l’environnement et de l’économie ont demandé à EDF d’étudier le potentiel de construction de trois paires de réacteurs EPR2 sur trois sites nucléaires existants en France. Ils avaient initialement prévu de prendre une décision d’ici la mi-2021 sur un éventuel programme de construction de ces capacités, conformément à son plan énergétique (PPE) de janvier 2019, mais ont reporté cette décision jusqu’à ce que le réacteur de Flamanville soit opérationnel. Les ministres exigent un ensemble de plans d’action d’ici mars 2020. L’éventualité d’un nouveau programme de réacteurs fait suite à une présentation au gouvernement de la SFEN, la Société française d’énergie nucléaire, qui préconise un tel programme et affirme que le coût de construction des nouveaux réacteurs pourrait être réduit de 30 % et leur coût de financement de 50 %.

Le secteur de l’énergie nucléaire

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Le programme électronucléaire français a coûté environ 400 milliards de francs en monnaie de 1993*, hors intérêts pendant la construction. La moitié de cette somme a été autofinancée par EdF, 8 % (32 milliards de francs) ont été investis par l’Etat mais actualisés en 1981, et 42 % (168 milliards de francs) ont été financés par des prêts commerciaux. En 1988, la dette à moyen et long terme s’élevait à 233 milliards de francs, soit 1,8 fois le chiffre d’affaires d’EdF. Cependant, à la fin de 1998, EdF avait réduit cette dette à 122 milliards de francs, soit environ deux tiers du chiffre d’affaires (185 milliards de francs) et moins de trois fois le cash-flow annuel. Les charges d’intérêts nettes avaient chuté à 7,7 milliards de FF (4,16% des ventes) en 1998.

* 6,56 FF = 1 € (janvier 1999)

Après avoir été un importateur net d’électricité pendant la majeure partie des années 1970, la France est devenue le premier exportateur net d’électricité du monde, l’électricité étant le quatrième plus grand exportateur. (L’Italie, voisine, n’a pas de centrale nucléaire en service. C’est le plus grand importateur d’électricité d’Europe, dont la majeure partie provient finalement de France). Le Royaume-Uni est également devenu un client important pour l’électricité française.

Les réacteurs nucléaires français représentent 90 % de la capacité d’EdF et sont donc utilisés en mode de suivi de la charge , de sorte que leur facteur de capacité est faible par rapport aux normes mondiales, à environ 70 %.

L’âge moyen du parc de 58 réacteurs d’EdF est de 35 ans.

Les réacteurs de 900 MWe ont tous vu leur durée de vie prolongée de dix ans en 2002, après leur deuxième révision décennale. La plupart ont été mis en service à la fin des années 1970 ou au début des années 1980, et ils sont examinés ensemble dans le cadre d’un processus qui prend quatre mois pour chaque unité. Un examen de la classe 1 300 MWe a suivi et, en octobre 2006, l’autorité de régulation a autorisé les 20 unités à fonctionner dix ans de plus, sous réserve de modifications mineures lors de leurs arrêts de 20 ans entre 2005 et 2014. Les troisièmes inspections décennales de la série 900 MWe ont débuté en 2009 jusqu’en 2020. Les troisièmes inspections décennales de la série 1300 MWe se déroulent de 2015 à 2024.

En juillet 2009, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a approuvé le dossier de sûreté d’EdF pour une exploitation de 40 ans des unités de 900 MWe, sur la base d’une évaluation générique des 34 réacteurs. En décembre 2010, l’ASN a prolongé l’autorisation de dix ans, jusqu’en 2020, et en février 2015, elle a fait de même pour l’unité 2, jusqu’en 2021, sous réserve de l’avancement des améliorations de sûreté post-Fukushima. En 2016, Gravelines B1 a été le dixième réacteur de 900 MW dont l’autorisation a été prolongée de 40 ans, rejoignant ainsi Bugey 2, 4&5, Fessenheim 1&2, Dampierre 1 et Tricastin 1-3.

En juillet 2011, l’ASN a approuvé une prolongation d’autorisation de dix ans pour Fessenheim 1, le plus ancien réacteur en exploitation (démarrage en 1977), sous réserve de rendre son radier de 1,5 m d’épaisseur plus robuste et résistant à d’éventuelles agressions du corium (augmentation de son épaisseur de 0,5 m et augmentation de la surface d’étalement du corium), ainsi que de prévoir l’évacuation de la chaleur de décroissance du combustible en dernier recours en cas de perte de l’échangeur de chaleur externe. EdF a examiné la situation en termes de coûts et d’avantages à la suite des résultats des tests de résistance de l’UE et a terminé les travaux à la mi-2013. Le même travail sera effectué sur l’unité , et EdF s’est engagé à le faire à la mi-2013. L’ASN a approuvé la prolongation de dix ans de la durée de vie de Bugey 2 en juillet 2012, et celle de Bugey 4 en juillet 2013, sous réserve de conditions similaires pour des améliorations mineures. Avec Tricastin, cela porte à cinq le nombre total de centrales dont la durée d’exploitation a été approuvée pour 40 ans.

En juillet 2010, EdF a déclaré qu’elle évaluait la perspective d’une durée de vie de 60 ans pour tous ses réacteurs existants. Cela impliquerait le remplacement de tous les générateurs de vapeur (3 dans chaque réacteur de 900 MWe, 4 dans chaque unité de 1300 MWe) et d’autres rénovations, pour un coût de 400 à 600 millions d’euros par unité, afin de les porter au-delà de 40 ans. EdF a remplacé les générateurs de vapeur de 22 de ses unités de 900 MWe et procède actuellement au remplacement de deux unités par an, et prévoit de porter ce rythme à trois unités en 2016. En 2011, elle a commandé 44 générateurs de vapeur pour 11 de ses unités de 1 300 MWe, pour un montant de 1,5 milliard d’euros, et procédera également au remplacement des neuf autres unités. En général, pour les versions CP0 et CP1 des centrales M310 de 900 MWe, la prolongation de l’exploitation au-delà de 50 ans n’est pas économique.

En 2012, le gouvernement a annoncé que les deux réacteurs de Fessenheim devraient fermer d’ici 2017, pour des raisons politiques et indépendamment des évaluations de sécurité. Cela nécessiterait le versement de compensations aux propriétaires minoritaires : L’allemand EnBW détient 17,5 % et les suisses Alpiq, Axpo et BKW en détiennent ensemble 15 %. En septembre 2014, un rapport parlementaire a été présenté à l’Assemblée nationale, confirmant qu’il n’y avait aucune raison technique de fermer la centrale, et que sa fermeture en 2016 coûterait à l’État quelque 5 milliards d’euros, dont environ 4 milliards d’indemnisation à EdF. Elle générait actuellement des bénéfices annuels moyens de quelque 200 millions d’euros et l’autoriser à poursuivre son exploitation après 2016 jusqu’en 2040 permettrait de dégager des bénéfices de quelque 4,7 milliards d’euros. Le rapport concluait : « Quelle que soit la politique énergétique suivie à long terme, il serait judicieux, sur le plan fiscal et économique, de conserver le bénéfice du « surplus nucléaire » en ne fermant pas prématurément les centrales de deuxième génération actuellement en exploitation. » Le ministre de l’énergie a déclaré qu’à la lumière des investissements récents à Fessenheim, peut-être que d’autres unités fermeraient plus tôt. Puis, en novembre 2015, le gouvernement a accepté la proposition d’EdF de ne fermer Fessenheim qu’après la mise en service complète de Flamanville 3. En août 2016, le gouvernement a accepté de verser à EdF une compensation pour la fermeture, en deux versements, les montants précis dépendant des prix de gros de l’électricité jusqu’en 2041. En janvier 2017, EdF a accepté le protocole d’indemnisation qui serait signé lorsque EdF demanderait officiellement la fermeture. La partie fixe initiale d’environ 490 millions d’euros couvrirait les coûts anticipés liés à la fermeture de Fessenheim. Cela comprendrait la reconversion du personnel, le démantèlement de la centrale, la taxe de base sur les installations nucléaires et les coûts post-opérationnels. Quelque 20 % de ce paiement initial seraient versés en 2019, le reste étant dû en 2021. D’autres paiements variables seraient effectués pour refléter le manque à gagner d’EDF en termes de revenus d’exploitation jusqu’en 2041 en raison de la fermeture.

En avril 2017, le conseil d’administration d’EdF a décidé de notifier la fermeture de Fessenheim dans les six mois précédant la mise en service complète de Flamanville 3. Toutefois, cet avis ne serait donné que si « la fermeture de la centrale de Fessenheim est nécessaire pour respecter le plafond légal de 63,2 GW tant à la date de la demande d’abrogation qu’à la date de mise en service de Flamanville 3 », a précisé EdF. « La décision du conseil d’administration, prise en application de la loi et dans le respect de l’intérêt social de l’entreprise, permet à EDF, pleinement engagée dans la transition énergétique, de disposer du parc nucléaire nécessaire pour remplir ses obligations d’approvisionnement de ses clients. » Le ministre français de l’énergie de l’époque a répondu en déclarant que l’État français allait « consacrer juridiquement » la fermeture « inévitable et irréversible » de Fessenheim, et a immédiatement publié un décret stipulant que l’autorisation d’EDF d’exploiter les deux réacteurs de la centrale sera retirée à compter du jour de la mise en service de l’EPR Flamanville 3. Le Conseil d’État a ensuite jugé que le décret n’avait pas été pris à la demande d’EDF, comme l’exige la loi. Le ministre français de l’énergie a déclaré que les fermetures de Fessenheim 1 et 2 n’étaient plus liées à la mise en service de Flamanville 3. Fessenheim 1 a été arrêtée le 22 février 2020, suivie de l’unité 2 en juin 2020. En novembre, EdF a redémarré quatre centrales à charbon pour répondre à la demande.

En février 2014, EDF a présenté au Parlement le détail de son programme de prolongation de la durée de vie des réacteurs du grand carénage, d’un montant de 55 milliards d’euros, qui doit être achevé pour l’essentiel en 2025. Ce programme comprend 15 milliards d’euros pour le remplacement de composants lourds dans son parc de 58 unités nucléaires, 10 milliards d’euros pour les modifications post-Fukushima et 10 milliards d’euros pour renforcer la sécurité contre les événements extérieurs. Elle a souligné que seules deux parties d’un réacteur nucléaire ne peuvent être remplacées, à savoir la cuve de pression du réacteur et l’enceinte de confinement du réacteur. Le reste des composants a une durée de vie normale de 25 à 35 ans et doit être rénové ou remplacé. L’ASN a déclaré qu’elle évaluerait les prolongations de durée de vie sur la base des critères de la Génération III, quelle que soit la date de construction des réacteurs. En 2017, l’estimation du coût du grand carénage d’EdF jusqu’en 2025 a été ramenée à 48 milliards d’euros, incluant à la fois la maintenance et la modernisation, mais en octobre 2020, elle a été portée à 49,4 milliards d’euros.

En mars 2015, l’ASN a déclaré qu’il n’y avait pas d’éléments génériques pour empêcher les vingt unités de 1 300 MWe de fonctionner en toute sûreté jusqu’à 40 ans. Elle considère que les actions prévues ou déjà prises par EDF pour évaluer l’état des réacteurs et maîtriser les problèmes de vieillissement jusqu’à leur quatrième inspection sont adéquates. Toutefois, elle précise que ces évaluations ne prennent pas en compte les évaluations de l’aptitude des cuves sous pression des réacteurs à fonctionner au-delà de 30 ans, ni les résultats des tests réalisés lors des troisièmes visites décennales des réacteurs, d’avril 2015 à 2024.

Les reacteurs EPR nouvelle génération, l’espoir du futur du Nucléaire

EPR

Les EPR sont étudiés pour produire moins de déchets radioactifs notamment grâce à l’utilisation de la fusion nucléaire. Dans cette perspective, EDF a l’intention de dévoiler une nouvelle version, moins chère à construire, de son réacteur nucléaire EPR d’ici la mi-2021, a déclaré la compagnie d’électricité française. EDF a dû faire face à des retards coûteux dans la construction de certaines centrales, notamment son projet nucléaire de Flamanville 3 en France, qui a plus de dix ans de retard.

En 2020, l’État français a demandé à l’entreprise d’améliorer ses résultats. EDF, qui est détenue majoritairement par le gouvernement, a déclaré dans une présentation que les réacteurs EPR de prochaine génération bénéficieraient d’une réduction des études préparatoires nécessaires.

Le groupe a déclaré qu’il prévoyait également d’introduire de nouvelles mesures de surveillance pour ses grands projets, après qu’un audit du gouvernement ait mis en évidence l’année dernière des déficiences de planification et une mauvaise coordination sur certains sites.

EDF a ajouté dans sa présentation qu’elle allait introduire une relation plus axée sur les résultats avec les fournisseurs. Le gouvernement a reporté la décision de construire ou non de nouveaux réacteurs nucléaires jusqu’à ce que le projet Flamanville 3 soit opérationnel, ce qui est maintenant prévu pour la fin de 2022.

Parmi les autres projets d’EDF figure le projet de centrale nucléaire de Sizewell C, dans l’est de l’Angleterre. EDF construit déjà la première nouvelle centrale nucléaire britannique depuis plus de vingt ans, Hinkley Point C, avec le soutien de la société chinoise CGN.

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