Fin du feuilleton : 4 EPR vont démarrer et beaucoup de commandes vont être initiées.

Ecologie Radicale Information:

les calendriers des 3 EPR avancent

(Quelque nouvelles glanées dans la presse de début février 2018)

1/ Olkiluoto : Arrivée du combustible pour le réacteur EPR de la centrale Le 8 février, le groupe finlandais TVO a indiqué que le combustible nécessaire pour le réacteur 3, de type EPR, de la centrale nucléaire d’Olkiluoto (Finlande) était arrivé sur place. Il se compose de 241 assemblages de combustibles et de 4 assemblages de rechange. « Au total, le réacteur nécessite 128 tonnes d’uranium », précise l’entreprise dans son communiqué. Les tests de fonctionnement à chaud sont actuellement en cours sur OL3. « La réussite de ces tests permettra que le réacteur obtienne son permis d’exploitation et de passer au chargement du combustible », souligne TVO, qui rappelle son calendrier : uneconnexion d’OL3 au réseau en décembre 2018 et une production d’électricité prévue pour mai 2019. (Enerpresse, 12/02)

2/ EPR (Flamanville) : le combustible attendu à partir de juillet

Bertrand Michoud, directeur de l’aménagement de Flamanville 3 se montre confiant dans le calendrier retenu par EDF pour le démarrage de l’EPR de Flamanville. Il estime en effet que la mise en route du réacteur pourrait intervenir en décembre prochain. A cet effet, la fourniture du combustible est attendue pour juillet 2018, tout comme le démarrage des essais à chaud, qui dureront 90 jours. Le combustible sera entreposé dans la piscine dans l’attente du feu vert de l’ASN pour son chargement. M. Michoud note ainsi qu’il y a « de plus en plus de transferts de responsabilité de l’ingénierie vers les équipes d’exploitation », relevant également que les tests se déroulent en accord avec le « planning ». (La Presse de la Manche, 14/02)

3/ Chine : L’EPR pourrait donc être le premier réacteur de troisième génération à entrer en service en Chine (le démarrage de la première tranche est prévu à la mi-2018).(AFP, 13/02)

Selon un média officiel chinois, le démarrage en Chine du premier AP1000, réacteur rival de l’EPR conçu par Westinghouse, va être une nouvelle fois retardé en raison « d’inquiétudes sur la sécurité ». Ce réacteur, situé à Sanmen et qui sera exploité par CNNC, devait démarrer en 2018. Or, le chargement du combustible, prévu en 2017, a été «suspendu » car l’autorité chinoise de sûreté nucléaire a exigé de nouveaux tests pour s’assurer du respect par la centrale « des normes les plus élevées en termes de sécurité ». Aucun nouveau calendrier n’a été précisé, et CNNC s’est refusé à tout commentaire supplémentaire. L’EPR pourrait donc être le premier réacteur de troisième génération à entrer en service en Chine (le démarrage de la première tranche est prévu à la mi-2018). (AFP, 13/02)

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CIGEO : La gestion des déchets radioactif est aujourd’hui plus d’ordre sociétale que scientifique

2 questions intéressantes :

1. Faut-il être physicien pour parler de déchets radioactifs ?

2. Les déchets radioactifs sont-ils réellement des déchets ?

Concernant la première : il apparait que le questionnement sur la gestion des déchets radioactif est aujourd’hui plus d’ordre sociétale que scientifique. En effet, la faisabilité scientifique du stockage a été démontrée en 2005 (cf. dossier 2005 : http://www.andra.fr/pages/fr/menu1/recherche—developpement/la-diffusion-et-la-valorisation-des-acquis-scientifiques-et-techniques/dossier-2005-6671.html). La question qui se pose maintenant est donc avant tout celle de « l’acceptabilité » plus que celle de la « faisabilité ». Je vous recommande à ce sujet de regarder le film « Into eternity » (http://www.youtube.com/watch?v=81wZs7la8dc) de M. Madsen dans lequel l’auteur aborde le sujet sous son angle éthique et politique.

Concernant la deuxième : en France, c’est la loi qui définit la notion de « déchets radioactifs ». Elle fait ainsi la distinction entre les « matières radioactives » pour lesquelles un usage est possible et les « déchets radioactifs » pour lesquels aucune réutilisation (industrielle) n’est envisageable. Donc, même si scientifiquement d’autres raisonnements sont possibles, il ne sont légalement pas reconnus pour définir les termes du débat.

Le climat aura besoin des deux filières : sodium mais aussi sels fondus. Qu’attend l’Europe ?

Comment va-t-on lancer la filière des réacteurs à sels fondus ?

Tous les réacteurs à sels fondus ne se valent pas. Tout dépend des buts recherchés. S’il s’agit de démontrer le fonctionnement d’un réacteur à sels fondu, il est bien sûr plus simple d’utiliser de l’uranium et du plutonium. S’il s’agit de déployer des milliers de réacteurs, le thorium et l’uranium 233 seront plus efficaces parce qu’on aura alors besoin de la régénération. La question de la sûreté doit aussi être regardé de près. Ce n’est pas parce qu’il s’agit d’un réacteur à sels fondus qu’il est forcément plus sûr qu’un REP ou qu’un RNR-Na. Le travail consiste à configurer un réacteur dont on pourra affirmer qu’il est le plus sûr tout en étant très efficace. Le critère retenu est qu’il faut démontrer qu’il n’y aura jamais de rejet de radioactivité demandant l’évacuation des populations.

Bien évidemment, on ne va pas commencer par construire le réacteur parfait qu’on essaie de configurer. Il y a plusieurs étapes avant et ce que proposent Transatomic et quelques autres dont les Chinois, va dans le bon sens à condition de ne pas brûler les étapes ce qui pourrait mener à des accidents qui, même mineurs, pourrait tuer le concept.

Côté financement, il s’agira plutôt d’une affaire européenne et non franco-française. L’Europe a déjà financé un projet de 1 million € (EVOL) et finance actuellement un projet de 3,6 millions € (SAMOFAR). Ça reste insuffisant, mais c’est mieux que rien.

Concrètement, pour développer la filière, il y a 3 grandes étapes:
– Apprendre à manipuler les sels fondus (pompes, échangeurs de chaleurs, vannes, systèmes de mesure, nettoyage en ligne par gaz, etc…). La Chine s’y emploie actuellement et avec quelques dizaines de millions d’€ on pourrait le faire.
– faire fonctionner un réacteur critique à faible puissance. Dans ce cas le combustible importe peu. Il s’agit d’apprendre à démarrer piloter et arrêter le réacteur, mais aussi à gérer les produits de fission non soluble.
– construire un vrai démonstrateur d’une centaine de MW qui pourrait prouver la régénération et la sûreté. Ce sera aussi l’occasion de démontrer le retraitement pyrochimique. Évidemment, pour cela il faudra fonctionner avec du thorium comme fertile, mais le fissile pourrait être un mélange d’uranium enrichi et de Pu+AM.

Après ces 3 étapes, on pourra penser à un prototype qui pourrait tout aussi bien être un réacteur de puissance qu’un SMR (Small Modular Reactor).

DH.

Stocks d’uranium en France : seulement 4 ans ?

Ce document répond à deux questions :

1)- Quelle évaluation du stock d’uranium appauvri en France ? Quelle estimation de l’énergie potentielle ainsi stockée, en utilisant cet uranium appauvri dans des RNR (Réacteurs à Neutrons Rapides ou surgénérateurs) ?

2)- Quelle évaluation des stocks d’uranium naturel et enrichi en France, utilisables dans les REP (Réacteur à Eau sous Pression) actuels ? En cas d’embargo total sur les importations d’uranium, combien de temps peut fonctionner le parc actuel de REP d’EDF?

*****

1)- Stock d’uranium appauvri et énergie correspondante

D’après le site INTERNET du CEA [référence 1] :

« …la France importe 8000 tonnes d’uranium naturel par an, qui donnent environ 1000 tonnes d’uranium enrichi et 7000 tonnes d’uranium appauvri qui est entreposé (sur les sites du Tricastin et de Bessines) …Aujourd’hui, le stock (en France) estenviron 250 000 tonnes. »

« En 2008, on estimait que (au plan mondial, avec des réacteurs de 2ème et 3ème générations REP) les ressources eu uranium naturel s’élevaient à 40 Gtep[1], contre 150 pour le gaz et 165 pour le pétrole. »

« …comme ces machines (les réacteurs à neutrons rapides RNR ou surgénérateurs) utilisent comme matière première l’uranium 238, et non plus l’uranium 235, les ressources mondiales bondiraient de 40 Gtep à plus de 4000 Gtep, dix fois plus que le charbon. »

Dans son livre [référence 2], Francis SORIN, chef du service communication de la SFEN, cite :

– Anne LAUVERGEON et Michel JAMARD (AREVA) – [référence 3] : « En France, les réserves accumulées d’uranium appauvri représentent environ 5000 ans de consommation (actuelle) dans un parc de surgénérateurs. »

– Bertrand BARRÉ (AREVA) et René BAUQUIS (IFP)[référence 4]: « Les quelques 2 millions de tonnes d’uranium appauvri entreposées dans le monde pourraient fournir 20 millions de TWh[2] dans les surgénérateurs, soit plus de 1000 fois la consommation mondiale d’électricité en 2005. »

Sachant que : 1 MWh = 0,26 tep, donc 1 TWh = 0,26 Mtep

on déduit de ces informations l’énergie potentielle (en TWh et en Gtep) des stocks d’uranium appauvri mondial et français, par leur utilisation dans des RNR :

2)- Stock d’uranium naturel et d’uranium enrichi en France et autonomie en cas d’embargo sur les importations d’uranium

Dans le résumé de l’inventaire national des matières et déchets radioactifs 2012 (ANDRA) – chapitre « Les matières valorisables » – (pages 36 et 37 en annexe) [référence 5], sont indiqués les stocks 2010 (et les prévisions 2020 et 2030), en tonnes de métaux lourds (tML).

Pour 2010, ces stocks sont :

– Uranium naturel 15 913

– Uranium enrichi 2 954

– Uranium appauvri 271 481

– Uranium appauvri de retraitement 24 100

– Combustibles en utilisation 4 932

– Combustibles usés 13 929

– Plutonium 80

– Thorium 9407

Cet inventaire 2010 confirme l’ordre de grandeur indiqué en 1 pour le stock français d’uranium appauvri : environ 250 000 tonnes.

Il permet d’évaluer le stock d’uranium naturel + uranium enrichi existant en France (15 913 + 2 954 = 18 887) à environ 19 000 tonnes.

Il indique que les combustibles en utilisation représentent 4 932 tonnes d’uranium;

Sachant que le parc électronucléaire d’EDF a environ les caractéristiques suivantes :

– Puissance = 63 GWe,

– Electricité produite = 420 TWh/an (91,6% de la production d’EDF),

– Consommation de combustible = 1200 t/an,

– Approvisionnement en uranium naturel = 8000 t/an

– Production d’uranium appauvri « naturel »= 7000 t/an

– Production d’uranium appauvri de retraitement = 1100 t/an

– Production de plutonium = 15 t/an,

– Production de produits de fission et actinides = 50 t/an,

on en déduit que :

– le stock d’uranium enrichi (2954 t) permet d’approvisionner en combustible pour environ 2 ans,

– le stock d’uranium naturel (15913 t) permet de produire de l’uranium enrichi pour environ 2 ans supplémentaires.

Donc, en cas d’embargo total sur les importations d’uranium, les stocks existant d’uranium enrichi et d’uranium naturel en France permettent de faire fonctionner le parc actuel des REP d’EDFpendant environ 4 ans.

Une telle situation hypothétique laisserait sans doute assez de temps pour remettre en exploitation quelques uns des 250 sites miniers exploités en France dans le passé, et abandonnés du fait de la teneur en uranium insuffisante de leur minerai par rapport aux teneurs des gisements découverts dans d’autres pays.

3)- Stock de plutonium et potentiel des RNR surgénérateurs [référence 6]

L’inventaire de l’ANDRA indique que le stock de plutonium séparé après traitement des combustibles usés est de 80 tonnes.

Les combustibles usés et en cours d’utilisation contiennent environ 1% de plutonium :

13 929 + 4 932 = 18 861 t, soit 188,6 t de plutonium

D’où un total d’environ 260 tonnes de plutonium.

Actuellement, 10 tonnes de plutonium par an sont recyclés dans les combustibles MOX (mélange d’oxydes d’uranium et de plutonium) utilisés dans les REP d’EDF. Ceci permet de stabiliser le stock de plutonium.

Sachant qu’il faut 15 à 20 tonnes de plutonium pour le premier chargement d’un RNR (1 GWe), le stock actuel de plutonium permettrait de démarrer une quinzaine de ces RNR.

Chacun de ces RNR fonctionnerait en consommant seulement 1 à 2 tonnes d’uranium naturel ou appauvri par an.

Le problème des ressources en uranium serait résolu pour des siècles.

C’est pourquoi, dans le cadre de la coopération internationale sur les réacteurs de la génération IV, après les travaux sur cette filière RNR de la pile expérimentale RAPSODIE (40 MWth) à Cadarache, le prototype de démonstration PHENIX (250 MWe) qui a fonctionné 35 ans à Marcoule au prototype industriel SUPERPHENIX (1200 MWe) à Creys-Malville, les études se poursuivent en France avec le projet ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration – 600 MWe).

Jean-Michel GAMA

Orsay, le 2 novembre 2012

Références

1)- CEA – ASTRID une option pour la quatrième génération

Voir sur le site du CEA :

http://www.cea.fr/energie/astrid_une_option_pour_la_quatrieme_generation

2)- « Le nucléaire et la planète, 100 clés pour comprendre » de Francis SORIN (édition GRANCHER).

3)- « La 3ème révolution énergétique » de Anne LAUVERGEON et Michel JAMARD (édition PLON).

4)- « Comprendre l’avenir, l’énergie nucléaire » de Bertrand BARRÉ et René BAUQUIS (édition HIRLÉ).

5)- ANDRA –  » Inventaire national des déchets et matières radioactifs 2012″

Voir sur le site du ministère du développement durable :

http://www.andra.fr/download/site-principal/document/editions/466.pdf

6)- CEA – Les réacteurs à neutrons rapides

Voir sur le site du CEA :

http://nucleaire.cea.fr/fr/nucleaire_futur/generalites.htm

Annexe : extrait du résumé de l’inventaire national des déchets et matières radioactifs de l’ANDRA

[1] 1 Gtep (Gigatep)= 1 milliard de tonne équivalent pétrole

[2] 1 TWh (Térawattheure) = 1000 milliards de wattheure = 1 milliard de kWh

EDF et l’intérêt général : la parole ligotée par la loi EELV.

Le « Comité Energie et développement durable » de l’Association ADAPES (revue Passages) organisait mardi dernier 6 février 2018 une rencontre avec Xavier Ursat (XU) Directeur Ingénierie et Projets Nouveau Nucléaire (DIPNN), EDF. La rencontre s’est clôturée par une intervention de Gérard Longuet (OPECST) qui s’était échappé du Sénat.

Ci-dessous quelques éléments qui ont marqué dans l’intervention de XU :

« La France a fait le bon choix stratégique sur le nucléaire, 220 000 emplois directs, REX, bon pour le climat, ennuis d’EPR analogues à ceux d’Airbus 380, 4 EPR vont charger leur combustible cette année donc période particulièrement importante….. A noter cette phase « [NDLR : si la loi n’est pas revue à temps vu les risques de black-out au cours des prochains hivers…] il faudra en enlever 2 »

EDF construit l’avenir de l’électricité française sur grosso modo une stabilité de production (« l’efficacité énergétique mangera la croissance ») et un avenir pour 2050-2060 basé [NDLR : tant que la loi n’est pas modifiée] sur 50 % ou plus d’ENR (300 TWh*), le reste du parc s’adaptant à cette situation avec du nucléaire …ou du gaz. Ce sera une question de compétitivité. Il faut démontrer que le nucléaire est moins couteux que le gaz. Le coût de l’EPR pourrait descendre à 5/6 milliards (10 à 12 pour une paire). Le nucléaire aura du mal à être compétitif avec les ENR [NDLR : si on continuait à exclure leurs externalités financières, sociale et écologiques] : le renouvelable tournera peut-être entre à 40 euros/MWh ou moins [NDLR : selon les lobbies] , le nucléaire nouveau restera au-dessus, à 60 euros/MWh. Quelqu’un de la salle a posé la question de la rémunération du back-up des intermittentes dans ce panorama : apparemment EDF y pense (« que les règles du marché rémunèrent le suivi des intermittentes »).

La renaissance de Framatome a été bien accueillie. EDF travaille sur la diminution des coûts de EPR 1650 qui est le seul mondialement sur ce créneau (plus compact que Hualong qui ne fait que 1000 MW et le seul qui maîtrise la récupération du corium ), sur un 1000 MW et sur les SMR. Dans le cas des SMR la diminution des coûts passe essentiellement par un effet de série (viser 100 exemplaires ou plus). La collaboration en Europe peut se développer avec les pays nucléarisés et aussi les pays qui, non nucléarisés, fabriquent des éléments pour les centrales (cas de l’Autriche dont la société Andritz, 20 000 emplois, fabrique des pompes primaires).

Des craintes sur la fermetures des tranches 900 MW qui sont moxées : augmentation des stocks de Pu. Travaille sur multirecyclage du Pu.

Gérard Longuet a clôt la séance en s’affirmant comme « libéral » n’ayant pas voté la LTECV et en notant que la dérégulation dans les télécoms n’avait pas profité à l’industrie, il ne faudrait pas que ça soit la même chose dans le domaine de l’électricité.

Un forum sur le « nucléaire soutenable » aura lieu au Sénat le 22 juin.« 

Fin

JYG

*Negatep c’est 56 TWh. 300 TWh parait donc bien loin de l’optimum social.

Commentaires :

De l’éolien et du PV à moins 40 €/MWh ? Voilà une bonne nouvelle ! Mais peu probable. Certes, le PV au Chili est donné à 16 €/MWh par ENGIE mais doit-on croire leur propagande ? Non car les faits ci dessoud lui donnent tort. Et c’est sur le sol d’un désert fort bien ensoleillé. L’éolien en mer à 40 €/MWh ? Allons donc !

Même EDF est éolisé et PVisée… Avec RTE, l’ADEME, les « analystes » qui suivent le vent, les promesses du candidat à la présidentielle et les déclarations du président, cela fait du monde, tous d’accord pour 50% nucléaire… En ajoutant que la place du nucléaire est « en base » : la bonne blague s’il doit s’incliner devant les caprices de l’éolien et le rythme du solaire… 50 % nucléaire, tant que les réacteurs nucléaires actuels peuvent fonctionner, c’est 10 milliards d’euros par an de plus que sans augmenter la capacité éolienne et PV.

Le plus choquant, surtout venant d’un responsable de EDF, c’est la formule suivante : « le nucléaire aura du mal à être compétitif avec les ENRis. »

Dans ces conditions, madame Michu – bombardée qu’elle est par la publicité EDF vantant le solaire gratuit et inépuisable – ne peut que se poser la question : mais pourquoi diable faire du nucléaire !

D’où viennent les 16 €/MWh au Chili ? Impossible au vu des données officielles parues dans la presse du projet Boléro : le coût « overnight » du MWh, c’est-à-dire celui qui ne tient compte que de l’investissement initial divisé par la production cumulée pendant 25 ans (hors frais financiers, coûts d’exploitation et autres coûts et taxes diverses donc) est déjà à 30 €/MWh.

Ce chiffre de 16 € a été indiqué, sauf erreur de notes, le 7/02/2018 au cours de la réunion annuelle de ANCRE (alliance nationale pour la recherche dans l’énergie) par Thierry Lepercq, DG adjoint d’ENGIE : 20 $/MWh. Il a ajouté qu’il a vendu un bloc PV et gaz pour répondre à la demande d’électricité à 33 €/MWh. Il a également cité le cas d’une grande entreprise (150 000 personnes) qui dessert Pékin, qui a 80 GW de capacités à partir de charbon, qui construit 6 GW de PV pour produire à 20 $/MWh et qui a un programme de 60 GW de PV avec une forte diminution de sa capacité charbon. Evidemment tout cela n’est pas transposable tel quel en France.

Au passage, ce Thierry Lepercq faisait partie du groupe de rédacteurs du rapport coordonné par Corine Lepage et remis à Ségolène Royal le 12 juin 2015 sous le titre L’Economie du Nouveau Monde. Page 26 du rapport, on lit : « Ainsi, en 2014, l’énergie solaire représente 10% de l’électricité du monde et devrait en représenter 20% d’ici 2030 ».

Un type tout à fait fiable comme on le voit, qui pédégeait à l’époque Solaire Direct…

Notons le fait qu’il y a surproduction de panneaux PV en Chine et que des entreprises bradent probablement leurs produits au-dessous de leurs coûts de revient, surtout si elles sont soutenues par l’Etat, ce qui est le cas de nombre d’entre elles. Mais si les prix du MWh en Chine ou en Inde peuvent se comprendre, car le prix la main-d’œuvre de montage y est également très faible, on reste sceptique sur les prix au Chili. En effet, il est évidemment impossible que les prix complets soient inférieurs aux coûts « overnight » du MWh sauf à considérer que le financement est fait à coût nul. Donc il y a forcément de la… désinformation quelque part.

Avec de tels chiffres il faut surtout exiger la suppression de tout tarif préférentiel pour les productions ENR. La CRE sert elle encore à quelque chose ?

Annexe :

Pour sortir du qualitatif, voici une simulation d’un parc de production style EDF : 600 TWh de consommation et 50 % nucléaire et un autre sans davantage d’éolienne ni de PV. Et on peut calculer les dépenses en reprenant les hypothèses de RTE pour 2035 puis en diminuant encore plus le coût du PV et de l’éolien en mer. Même dans ce cas, le « 50% nucléaire » obligerait à dépenser environ 10 G€ par an de plus que sans davantage d’éoliennes ni de PV. Sans compter l’ensemble des autres externalités (CO2, matières, espace de vie, balance commerciale,…)

Ce n’est pas parce qu’on détecte des microfissures dans une cuve en acier qu’il y a forcément danger

« Bonjour

J’ai déjà parfois du mal à expliquer à mes étudiants en génie civil de 2eme année qu’une poutre en béton armé, pour fonctionner correctement, doit être fissurée en partie. Ce qui peut paraître étrange car pour le bons sens de tous les jours, fissure = ruine et danger… Même étonnement lorsque j’explique que le pont de Normandie, au moindre passage d’une voiture de tourisme, subit un déplacement de plusieurs dizaines de centimètres vers le bas….mais pas d’inquiétude : là aussi c’est un fonctionnement normal qui ne met pas en danger la construction.

Alors expliquer à des journalistes que dans le nucléaire, ce n’est pas parce qu’on détecte des microfissures dans une cuve en acier qu’il y a forcément danger, et que défaut ne veut pas forcément dire ruine possible de la structure, c’est mission impossible …

C

e qui détermine si il y a problème ou pas, c est l’étude après coup pour savoir si oui ou non le défaut fragilise la structure. Et le plus souvent la réponse de l’expertise est négative car il y a de tels coefficients de sécurité dans les calculs de dimensionnement (justement pour en partie anticiper ces défauts) que le comportement mécanique de la structure n’est pas remis en question et restera dans les limites de ce qui était prévu. On peut aussi dans certain cas décider de surveiller plus étroitement et avec une fréquence accrue la structure, afin de vérifier que dans le temps ce défaut ne s’aggrave pas. Et bien sûr, il arrive aussi que le défaut détecté soit vraiment rédhibitoire: dans ce cas on décide de changer carrément la structure ou on la répare/renforce, mais c’est assez rare sauf erreur manifeste de conception ou dans la mise en œuvre sur le chantier (ou pièce mal réalisée en usine). »
Amar Bellal

la revue Progressistes

(science, travail et environnement)

revue-progressistes.org

(science, travail et environnement)

revue-progressistes.org

(science, travail et environnement)

Pour en savoir plus :

http://www.sfen.org/rgn/nucleaire-danger-immediat-ouvrage-attention-fake-news

Pourquoi cette pause de 10 ans dans la croissance du nucléaire civil français et mondial ?

Cf. l’article ici :

Les Echos.

Opinion | Areva, les raisons de la chute

https://www.lesechos.fr/idees-debats/cercle/cercle-178635-areva-les-raisons-de-la-chute-2149334.php

Myrto TRIPATHI / Conseillère du président, Business and Climate Summit

POINT DE VUE – Les difficultés d’Areva mettent en doute la capacité du nucléaire civil à constituer un modèle viable. Alors que s’ouvre le débat public sur la politique énergétique de la France, il faut s’assurer de comprendre comment, avec une telle assise, Areva a dû être morcelée dans un plan de sauvetage digne de la raison d’État.

À la tête de l’industrie nucléaire mondiale et grâce aux qualités intrinsèques de l’énergie nucléaire, l’entreprise AREVA aura pourtant beaucoup contribué à la balance extérieure, l’indépendance énergétique, la qualité de l’air, le climat, la compétitivité des entreprises, la dynamisation des territoires, le pouvoir d’achat et le leadership scientifique et diplomatique de la France.

De mauvaises décisions ont été prises impactant des finances déjà fragiles. Mais seules elles n’ont pas suffi. AREVA a traversé ce que les Anglo-saxons appellent une perfect storm : la conjonction de plusieurs évènements graves pris individuellement, insurmontables ensemble. Une véritable Blitzkrieg sur ses activités et sa structure financière.

Fukushima – pas de mort, mais une vague de désinformation et de lynchage médiatique aux conséquences multiples

Le 11 mars 2011, le Japon connaît le plus important séisme jamais enregistré et un tsunami de 14 m. Parmi tous les accidents qu’ils entraînent, celui de Fukushima domine les titres. Cinq ans plus tard, l’OMS et les Nations Unies apportent la conclusion (1) définitive que les émanations radioactives ne sont et ne seront responsables d’aucun mort ou malade. Les médias relaient aussi peu cette information qu’ils ont largement couvert les craintes initiales. Sous la pression réelle ou supposée des opinions publiques, la majorité des États retirent leur soutien au nucléaire.

L’Allemagne ferme ses centrales et développe en masse éolien et solaire, mais aussi charbon et lignite pour compenser les absences de vent et de soleil. Des villages sont rasés, l’Allemagne accroît ses émissions de carbone et de particules, double le prix de l’électricité des particuliers et perturbe le marché européen menaçant tous les électriciens, dont EDF. Le Japon, autre client majeur, arrête l’ensemble de ses centrales nucléaires. Seuls 3 réacteurs sur 52 ont depuis redémarré, bien que 48 soient opérationnels (2).

Des mesures sont imposées aux centrales du monde entier sans rapport avec leur exposition réelle aux risques. La pression réglementaire tourne à l’hystérie tout en exemptant les autres secteurs pourtant également concernés.

La crise financière de 2008 pénalise un peu plus les projets d’infrastructures

Les centrales nucléaires nécessitent un investissement important, risqué, long, à la rentabilité décalée dans le temps. Dans la tourmente qui suit la crise, les Accords de Bâle II contraignent les banques à des niveaux d’investissements et de risques plus limités. Financer une infrastructure requiert non plus cinq, mais cinquante banques et autant de coûts d’interface. Ceci ajouté à la désaffection des États, dont la garantie permettait de répondre aux critères de rentabilité exigés par les banques, la recherche de financement pour les nouvelles centrales passe de difficile et chère à rédhibitoire.

Le double impact de l’avènement précipité des énergies renouvelables intermittentes

Sans nucléaire et les populations ne voulant pas de nouveaux barrages, l’urgence climat pousse au retour du solaire et de l’éolien. Ils portent l’espoir de couvrir 80 % de nos besoins à la place des énergies fossiles malgré leur faible maturité technologique. La volonté impérative des États de les industrialiser alors qu’ils sont encore en phase de R&D conduit à des déséquilibres majeurs du système énergétique mondial.
Les subventions massives et priorités d’accès au réseau dont ils bénéficient n’améliorent pas l’empreinte carbone, mais font suffisamment chuter les prix de gros pour que les bénéfices des électriciens non subventionnés ne couvrent plus ni leurs investissements ni leur quotidien opérationnel. Par ailleurs, l’illusion qu’une alternative au nucléaire est possible à court terme s’installe dans le paysage politico-médiatique.
AREVA non seulement subit les difficultés de ses clients, mais, voulant compléter son offre décarbonée, perd des millions d’euros en investissements malheureux dans les énergies renouvelables.

Le gaz de schistes : une nouvelle ère pour les énergies fossiles

La révolution de l’accès au gaz et pétrole de schiste aux États-Unis entraîne dès 2010 la chute des cours des énergies fossiles, une résurgence mondiale du charbon et du gaz et l’effondrement de la compétitivité des énergies propres. Si éolien et solaire sont soutenus artificiellement, le nucléaire ne l’est pas. Les États-Unis sont les premiers à fermer des centrales parfaitement fonctionnelles pour des raisons économiques et mettent un frein définitif à tout investissement ainsi qu’aux projets de conquête d’EDF. AREVA, premier employeur américain dans le nucléaire civil, voit, là et ailleurs, son marché se rétrécir un peu plus.

La « Renaissance du nucléaire » mondial s’éteint, et avec elle, l’espoir de rentabilisation de milliards d’euros d’investissements stratégiques

En 2005, tiré par la Chine, l’Inde et les États-Unis, le monde se tourne de nouveau vers le nucléaire dans un contexte de flambée des prix du pétrole, réchauffement climatique et hausse annoncée de la demande en électricité. Certains scénarios annoncent un triplement des capacités d’ici à 2030 et un doublement du nombre de nations nucléarisées.
AREVA investit lourdement dans un programme ambitieux de renouvellement de ses installations en vue d’assumer son rôle de leader mondial. Des efforts considérables sont menés en R&D, ressources humaines, capacités industrielles, réserves, contrats fournisseurs, etc. Mais lorsque la situation se retourne, ces avantages stratégiques se transforment en trous béants de trésorerie difficiles à combler.

La confiance ne se décrète pas, mais, appuyée sur les faits, elle se retrouve

La conjonction de ces évènements, ni propres à l’entreprise ni le reflet d’une supposée obsolescence de l’énergie nucléaire, aura conduit en 6 ans à la perte pour AREVA d’une grande partie de son chiffre d’affaires, de ses clients, de ses projets et à la non-rentabilisation de milliards d’euros de ses investissements.

La désinformation autour de l’accident de Fukushima a eu par effet domino un rôle clé non seulement dans la faillite de plusieurs entreprises nucléaires mondiales, dont l’américain Westinghouse, mais surtout dans le fait que nous nous détournons de notre plus importante source d’énergie propre, alors que les particules font 23 000 morts par an et que le changement climatique tue déjà.

L’industrie nucléaire française, en particulier AREVA, n’a pas failli de son fait et encore moins de celui de ses employés. Elle peut et elle doit retrouver dans sa nouvelle configuration les ressorts psychologiques à son redressement.

(1) UNSCEAR report on Fukushima Daiichi accident effects: http://www.unscear.org/docs/reports/2013/14-06336_Report_2013_Annex_A_Ebook_website.pdf , https://www.youtube.com/watch?v=rd3xYSpzbuk&feature=youtu.be
(2) Par l’Agence Internationale à l’Energie Atomique, agence de l’ONU

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